Ley general de electricidad, reglamento de la ley general de

Transcripción

Marco Legal del Sub Sector
Eléctrico de Guatemala,
Compendio de Leyes
y Reglamentos
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
4 Avenida 15-70 Zona 10
Edificio Paladium, Nivel 12
Ciudad de Guatemala, Guatemala
Teléfono: +502 2321-8000
Fax: +502 2321-8002
www.cnee.gob.gt
[email protected]
03
Ley General de Electricidad
21
Reglamento de la Ley General de Electricidad
65
Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista
93
Ley de Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica
95
Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable
99
Reglamento de la Ley de Incentivos para el Desarrollo de
Proyectos de Energía Renovable
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AGOSTO 2013
Subestación Izabal 230/69 Kv.
Ley General
de Electricidad
Ley General
de Electricidad
CONSIDERANDO:
DECRETO No. 93-96
El Congreso de la República
de Guatemala
Que es necesario establecer las normas jurídicas
fundamentales para facilitar la actuación de los
diferentes sectores del sistema eléctrico, buscando
su máximo funcionamiento, lo cual hace imperativo
crear una comisión técnica calificada, elegida entre
las propuestas por los sectores nacionales más
interesados en el desarrollo del subsector eléctrico.
CONSIDERANDO:
Que la oferta de energía eléctrica no satisface las
necesidades de la mayor parte de la población
guatemalteca, que no son proporcionales los requerimientos de una mayor oferta en relación con su
creciente demanda y que la deficiencia de dicho
sector es un obstáculo en el desarrollo integral del
país, por lo que es necesario aumentar la producción,
transmisión y distribución de dicha energía mediante
la liberalización del sector.
POR TANTO:
Con base en lo considerado y en el ejercicio de las
facultades que le confiere el inciso a), del artículo
171 de la Constitución Política de la República de
Guatemala.
DECRETA:
CONSIDERANDO:
La siguiente,
Que el Gobierno de la República de Guatemala,
como coordinador y ente subsidiario del desarrollo
nacional, considera de urgencia nacional, tal como se
preceptúa en la Constitución Política de la República
de Guatemala en su Artículo 129, y debido a que
el Gobierno no cuenta con los recursos económicofinancieros, para una empresa de tal envergadura, lo
que hace necesaria la participación de inversionistas
que apoyen la creación de las empresas de generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica y
optimicen el crecimiento del subsector eléctrico.
TITULO I
REGIMEN ELECTRICO
CAPITULO I
PRINCIPIOS GENERALES
Artículo 1. La presente ley norma el desarrollo del
conjunto de actividades de generación, transporte,
distribución y comercialización de electricidad, de
acuerdo con los siguientes principios y enunciados:
CONSIDERANDO:
Que al desmonopolizarse el sistema de generación
de energía eléctrica, cumpliendo con el mandato
constitucional contenido en el Artículo 130 de la
Constitución Política de la República de Guatemala,
es urgente descentralizar y desmonopolizar los
sistemas de transmisión y distribución de energía
eléctrica para agilizar el crecimiento de la oferta y
satisfacer las necesidades sociales y productivas de los
habitantes de la República, buscando mejorar el nivel
de vida de todos los guatemaltecos, especialmente de
los pobladores más pobres de las regiones del interior
del país que actualmente no gozan de este servicio.
a) Es libre la generación de electricidad y no se
requiere para ello autorización o condición previa
por parte del Estado, más que las reconocidas
por la Constitución Política de la República de
Guatemala y las leyes del país;
b) Es libre el transporte de electricidad, cuando
para ello no sea necesario utilizar bienes de
dominio público; también es libre el servicio de
distribución privada de electricidad;
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c)
En los términos a que se refiere esta ley, el
transporte de electricidad que implique la
utilización de bienes de dominio público y el
servicio de distribución final de electricidad,
estarán sujetos a autorización;
derechos de los usuarios y prevenir conductas
atentatorias contra la libre competencia, así como
prácticas abusivas o discriminatorias;
c)
d) Son libres los precios por la prestación del
servicio de electricidad, con la excepción de los
servicios de transporte y distribución sujetos a
autorización. Las transferencias de energía entre
generadores, comercializadores, importadores y
exportadores, que resulten de la operación del
mercado mayorista, estarán sujetos a regulación
en los términos a que se refiere la presente ley.
Definir las tarifas de transmisión y distribución,
sujetas a regulación de acuerdo a la presente ley,
así como la metodología para el cálculo de las
mismas;
d) Dirimir las controversias que surjan entre los
agentes del subsector eléctrico, actuando como
árbitro entre las partes cuando éstas no hayan
llegado a un acuerdo.
Artículo 2. Las normas de la presente ley son
aplicables a todas las personas que desarrollen las
actividades de generación, transporte, distribución
y comercialización de electricidad, sean estas
individuales o jurídicas, con participación privada,
mixta o estatal, independientemente de su grado de
autonomía y régimen de constitución.
Artículo 3. Salvo lo que en esta ley se expresa,
el Ministerio de Energía y Minas, en adelante el
Ministerio, es el órgano del Estado responsable
de formular y coordinar las políticas, planes de
Estado, programas indicativos relativos al subsector
eléctrico y aplicar esta ley y su reglamento para dar
cumplimiento a sus obligaciones.
e)
Emitir las normas técnicas relativas al subsector
eléctrico y fiscalizar su cumplimiento en congruencia con prácticas internacionales aceptadas;
f)
Emitir las disposiciones y normativas para
garantizar el libre acceso y uso de las líneas de
transmisión y redes de distribución, de acuerdo a
lo dispuesto en esta ley y su reglamento.
Artículo 5. La Comisión estará integrada por tres (3)
miembros que serán nombrados por el Ejecutivo de
entre cada una de las ternas uno de cada terna, que
serán propuestas por:
CAPITULO II
COMISION NACIONAL DE ENERGIA
ELECTRICA
1.
Los Rectores de las Universidades del país;
2.
El Ministerio;
3.
Los Agentes del mercado mayorista.
Los miembros de la comisión deberán cumplir con
los siguientes requisitos:
Artículo 4. Se crea la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica, en adelante la Comisión, como un
órgano técnico del Ministerio. La Comisión tendrá
independencia funcional para el ejercicio de sus
atribuciones y de las siguientes funciones:
a) Cumplir y hacer cumplir la presente ley y sus
reglamentos, en materia de su competencia, e
imponer las sanciones a los infractores;
b) Velar por el cumplimiento de las obligaciones de
los adjudicatarios y concesionarios, proteger los
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1.
Ser guatemalteco;
2.
Ser profesional universitario, especialista en la
materia, y de reconocido prestigio;
3.
No tener relación con empresas asociadas al
subsector eléctrico regulado por esta ley;
4.
No tener antecedentes penales o juicio de cuentas
pendiente o, habiendo sido condenado, no haber
solventado su responsabilidad.
5.
Los miembros de la Comisión trabajarán a tiempo
completo y con exclusividad para la misma.
CAPITULO III
DEFINICIONES
En el acuerdo gubernativo por el que se nombre a los
miembros de la Comisión se dispondrá quien de ellos
la presidirá. El presidente de la Comisión tendrá a su
cargo la representación de la misma en los asuntos de
su competencia.
Artículo 6. Para los efectos de esta ley se establecen
las siguientes definiciones que serán aplicables a los
servicios, actividades y personas que desarrollen las
actividades de producción o generación, transporte o
transmisión, distribución y comercialización de electricidad.
Los miembros de la Comisión desempeñaran sus
funciones por un período de cinco años contados a
partir de su toma de posesión.
Autoproductor:
Es la persona, individual o jurídica, titular o
poseedora de una central de generación de energía
eléctrica, cuya producción destina exclusivamente a
su propio consumo.
Las resoluciones de la Comisión serán adoptadas por
mayoría de sus miembros, los que desempeñaran sus
funciones con absoluta independencia de criterio y
bajo su exclusiva responsabilidad.
Adjudicatario:
Es la persona individual o jurídica a quien el
Ministerio otorga una autorización, para el desarrollo
de las obras de transporte y distribución de energía
eléctrica, y está sujeto al régimen de obligaciones y
derechos que establece la presente ley.
En caso de renuncia, ausencia definitiva o remoción por
negligencia o incumplimiento comprobado de cualquier
miembro de la Comisión, el Ejecutivo nombrará al sustituto para completar el período de entre la terna que para
el efecto le propuso originalmente el ente respectivo.
La Comisión tendrá presupuesto propio y fondos
privativos, los que destinará para el financiamiento
de sus fines.
Agentes del Mercado Mayorista:
Son
los
generadores,
comercializadores,
distribuidores, importadores, exportadores y
transportistas cuyo tamaño supere el límite
establecido en el reglamento de esta ley.
Los ingresos de la Comisión provendrán de aplicar
una tasa a las ventas mensuales de electricidad de cada
empresa eléctrica de distribución. Esta tasa se aplicará
de la siguiente manera: todas las empresas distribuidoras pagarán mensualmente a disposición inmediata
de la Comisión, el punto tres por ciento (0.3%) del total
de la energía eléctrica distribuida en el mes correspondiente, multiplicado por el precio del kilovatio hora de
la tarifa residencial de la ciudad de Guatemala.
Generador:
Es la persona, individual o jurídica, titular o poseedora
de una central de generación de energía eléctrica, que
comercializa total o parcialmente su producción de
electricidad.
Distribuidor:
Es la persona, individual o jurídica, titular o poseedora de instalaciones destinadas a distribuir comercialmente energía eléctrica.
La Comisión dispondrá de sus ingresos, con las limitaciones que impone esta ley y la Constitución Política
de la República. La Comisión normará lo relativo a
las dietas y remuneración de sus integrantes.
Comercializador:
Es la persona, individual o jurídica, cuya actividad
consiste en comprar y vender bloques de energía
eléctrica con carácter de intermediación y sin participación en la generación, transporte, distribución y
consumo.
La Comisión podrá requerir de la asesoría profesional,
consultorías y expertajes que se requieren para sus
funciones.
El reglamento de esta ley desarrollará los supuestos a
que se refiere el presente artículo.
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o de los grandes usuarios y comprende un sistema
principal y sistemas secundarios.
Evaluación de impacto ambiental:
Procedimiento mediante el cual la autoridad
competente se pronuncie sobre el impacto ambiental
de un proyecto.
Gran Usuario:
Es aquel cuya demanda de potencia excede al límite
estipulado en el reglamento de esta Ley.
Sistema Principal:
Es el sistema de transmisión compartido por los
generadores. La Comisión definirá este sistema, de
conformidad con el informe que al efecto le presente
el administrador del mercado mayorista.
Mercado Mayorista:
Es el conjunto de operaciones de compra y venta de
bloques de potencia y energía que se efectúan a corto
y a largo plazo entre agentes del mercado.
Sistema Secundario:
Es aquel que no forma parte del sistema principal. Los
sistemas de distribución privada y final no forman
parte del sistema secundario.
Peaje:
Es el pago que devenga el propietario de las instalaciones de transmisión, transformación o distribución por permitir el uso de dichas instalaciones
para la transportación de potencia y energía eléctrica
por parte de terceros.
Sistemas de Distribución:
Es el conjunto de líneas y subestaciones de transformación de electricidad, destinadas a efectuar la actividad de distribución y que funcionen a los voltajes
que especifique el reglamento.
Servicio de Distribución Privada:
Es el suministro de energía eléctrica que se presta
al consumidor, mediante redes de distribución y en
condiciones libremente pactadas, caso por caso, entre
el usuario y el distribuidor y que no utilice bienes de
dominio público.
Sistema Eléctrico Nacional:
Es el conjunto de instalaciones, centrales generadoras,
líneas de transmisión, subestaciones eléctricas, redes
de distribución, equipo eléctrico, centros de carga y en
general toda la infraestructura eléctrica destinada a la
prestación del servicio, interconectados o no, dentro
del cual se efectúan las diferentes transferencias de
energía eléctrica entre diversas regiones del país.
Servicio de Distribución Final:
Es el suministro de energía eléctrica que se presta
a la población, mediante redes de distribución,
en condiciones de calidad de servicio y precios
aprobados por la Comisión.
Sistema nacional interconectado:
Es la porción interconectada del Sistema Eléctrico
Nacional.
Transmisión:
Es la actividad que tiene por objeto el transporte de
energía eléctrica a través del sistema de transmisión.
Servidumbres:
Se tendrán como servidumbres legales de utilidad
pública todas aquellas que sea necesario constituir
teniendo como fin la construcción de obras e
instalaciones para la generación, transporte y
distribución de energía eléctrica.
Transportista:
Es la persona, individual o jurídica, poseedora de
instalaciones destinadas a realizar la actividad de
transmisión y transformación de electricidad.
Sistema de transmisión:
Es el conjunto de subestaciones de transformación y
líneas de transmisión, entre el punto de entrega del
generador y el punto de recepción del distribuidor
Usuario:
Es el titular o poseedor del bien inmueble que recibe
el suministro de energía eléctrica.
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contados a partir de la fecha en que se presenten las
mismas, previo a que el solicitante haya cumplido con
lo estipulado en el artículo 10 de esta ley y de acuerdo
con lo que al respecto establece su reglamento.
CAPITULO IV
SEPARACION DE FUNCIONES
EN LA ACTIVIDAD ELECTRICA
Artículo 9. La instalación y operación de centrales
nucleoeléctricas se regirá por una ley especial. En el
caso de las centrales geotérmicas, el aprovechamiento
del recurso tendrá el mismo tratamiento que la
autorización de uso de los bienes de dominio
público. Sin embargo, en cuanto a su actividad como
generador de energía eléctrica, tanto las centrales
nucleoeléctricas como las geotérmicas se regirán por
las disposiciones de esta ley.
Artículo 7. Una misma persona, individual o jurídica,
al efectuar simultáneamente las actividades de
generar y transportar y/o distribuir energía eléctrica
en el Sistema Eléctrico Nacional -SEN- deberá
realizarlo a través de empresas o personas jurídicas
diferentes.
Sin perjuicio de lo anterior, los generadores y los
adjudicatarios de servicio de distribución final podrán
ser propietarios de líneas de transmisión secundarias,
para conectarse al Sistema Nacional Interconectado,
y los adjudicatarios de servicios de distribución final,
de centrales de generación de hasta 5 MW.
Artículo 10. Los proyectos de generación y de
transporte de energía eléctrica deberán adjuntar
evaluación de impacto ambiental, que se determinará
a partir del estudio respectivo, el que deberá ser objeto
de dictamen por parte de la Comisión Nacional del
Medio Ambiente -CONAMA- dentro de un plazo no
mayor de sesenta (60) días a partir de su recepción.
El presente artículo no será aplicable a las empresas con
potencias de generación instaladas de hasta 5 MW, ni
a las empresas eléctricas municipales, cualquiera que
sea su capacidad instalada, salvo el caso cuando se
trate de empresas o entidades municipales de capital
mixto o financiadas con recursos no municipales.
En su dictamen CONAMA definirá, en forma razonada, la aprobación o improbación del proyecto o, en su
caso, la aprobación con recomendaciones, las que deberán cumplirse. El reglamento de esta ley establecerá
los mecanismos que garanticen su cumplimiento.
TITULO II
INSTALACION DE OBRAS DE
GENERACION, TRANSPORTE Y
DISTRIBUCION DE ELECTRICIDAD
En caso de no emitirse el dictamen en el plazo
estipulado, el proyecto, bajo la responsabilidad
de CONAMA, se dará por aprobado, deduciendo
las responsabilidades por la omisión a quienes
corresponda.
CAPITULO I
Artículo 11. Para los estudios de proyectos de
generación, transporte y distribución de electricidad
que deban establecerse mediante autorización, se
podrá otorgar autorización temporal por un plazo
máximo de un (1) año, a solicitud de los interesados.
La autorización temporal permite efectuar los
estudios, sondeos y mediciones de las obras en
bienes de dominio público y privado, indemnizando
a los propietarios, poseedores o tenedores por
cualquier daño o perjuicio causado. El trámite para
la determinación de los daños y perjuicios será el que
determine el reglamento de esta ley, en el caso que las
partes no se pongan de acuerdo.
GENERALIDADES
Artículo 8. Es libre la instalación de centrales
generadoras, las cuales no requerirán de autorización
de ente gubernamental alguno y sin más limitaciones
que las que se den de la conservación del medio
ambiente y de la protección a las personas, a sus
derechos y a sus bienes. No obstante, para utilizar
con estos fines los que sean bienes del Estado, se
requerirá de la respectiva autorización del Ministerio,
cuando la potencia de la central exceda de 5 MW. El
Ministerio deberá resolver sobre las solicitudes de
las autorizaciones en un plazo de noventa (90) días
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Artículo 15. El Ministerio, dentro de los quince (15)
días hábiles siguientes de presentada la solicitud,
publicará en el Diario de Centro América y en otro
de mayor circulación, por una sola vez y a costa
del solicitante, las generalidades de la solicitud de
autorización, contenidas en el documento adjunto a la
plica. Dentro de los ocho (8) días siguientes a la fecha
de la última publicación, cualquier persona que tenga
objeción sobre éstas o que desee solicitar autorización
sobre el mismo proyecto, deberá hacerlo saber por
escrito al Ministerio. En el segundo caso, dentro de
los treinta (30) días siguientes, ha de formalizar la
solicitud de autorización, en la forma prescrita en el
artículo 14 de esta ley.
La solicitud de autorización temporal, se formulará
con los requisitos que establezca el reglamento.
Las autorizaciones temporales serán otorgadas por
resolución del Ministerio y las mismas no serán
limitativas para que otro interesado solicite una
autorización temporal para la misma área.
Artículo 12. Cuando un recurso hidráulico se utilice
en forma compartida para generar electricidad y
para otros usos, o bien cuando se trate de dos o más
aprovechamientos hidráulicas de energía eléctrica
en el mismo cauce, el titular de la autorización del
aprovechamiento del recurso deberá prever que no
se afecte el ejercicio permanente de otros derechos.
Artículo 16. Dentro de los quince (15) días siguientes
de concluidos los plazos mencionados en el artículo
anterior, según sea el caso, el Ministerio procederá
en acto público a la apertura de la o las plicas
presentadas.
CAPITULO II
AUTORIZACIONES PARA LA
GENERACION, EL TRANSPORTE Y EL
SERVICIO DE DISTRIBUCION FINAL DE
ELECTRICIDAD
Artículo 17. El Ministerio resolverá razonadamente
respecto a la o las solicitudes presentadas por los
interesados de las autorizaciones, en un plazo
máximo de sesenta (60) días, contados a partir de
la fecha de apertura de plicas. Si el Ministerio no
resuelve en definitiva dentro del plazo mencionado
en este artículo, se deducirán responsabilidades
al funcionario que haya incumplido, siendo en
todo caso responsable de los daños y perjuicios
ocasionados.
Artículo 13. Se entiende por autorización para la
instalación de centrales generadoras, de conformidad
con el artículo 8 de esta ley, y para prestar los servicios
de transporte y de distribución final de electricidad,
a aquella mediante la cual se faculta al adjudicatario
para que utilice bienes de dominio público, de
conformidad con la ley.
La autorización será otorgada por el Ministerio,
mediante acuerdo, no pudiendo exceder del plazo de
cincuenta (50) años, ni tener carácter de exclusividad
de tal manera que terceros pueden competir con el
adjudicatario en el mismo servicio.
Artículo 18. Si la resolución a que se refiere el artículo
anterior es positiva, se hará constar en un Acuerdo
Ministerial el que será publicado en el Diario de
Centro América dentro de los quince (15) días
siguientes. El acuerdo deberá contener los derechos
y obligaciones de las partes, las condiciones, plazos
de inicio y terminación de las obras, las servidumbres
que deban establecerse, las sanciones, las causas de
terminación del contrato y demás disposiciones de
la presente ley y su reglamento, que sean aplicables.
En caso que la resolución sea negativa, el Ministerio
deberá únicamente notificarlo al interesado.
Artículo 14. Cualquier persona individual o jurídica
podrá solicitar la autorización para la instalación de
centrales generadoras y para prestar los servicios de
transporte de conformidad con lo estipulado en esta ley.
Para obtener la autorización, los interesados deberán
presentar en plica su solicitud ante el Ministerio, con
toda la información que se especifique en el reglamento
de esta ley, incluida la relativa a las servidumbres que
se deban imponer en predios de propiedad pública
y/o privada. A la plica se adjuntará documento
conteniendo las generalidades de la solicitud.
Artículo 19. Dentro de los treinta (30) días siguientes
a la fecha de publicación del Acuerdo Ministerial
a que se hace referencia en el artículo anterior, el
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Ministerio y el adjudicatario suscribirán el contrato
en escritura pública. El contrato transcribirá el
Acuerdo Ministerial e indicará los procedimientos
para efectuar modificaciones o ampliaciones a la
autorización, previo acuerdo entre las partes.
CAPITULO III
DE LA IMPOSICION DE SERVIDUMBRES
EN BIENES DEL DOMINIO PUBLICO Y
PRIVADO
Artículo 20. Para la adjudicación de la autorización
para prestar el servicio de distribución final, el
Ministerio convocará a un concurso público, de
conformidad con los términos del reglamento de
esta ley. La autorización del servicio de distribución
final se referirá a una zona territorial delimitada en
el acuerdo de autorización, la que podrá modificarse
o ampliarse por convenio entre las partes, previa
autorización del Ministerio. La zona autorizada no
otorga exclusividad del servicio al adjudicatario.
Dentro de la zona autorizada debe haber una área
obligatoria de servicio, que no podrá ser inferior a
una franja de doscientos (200) metros en torno a sus
instalaciones.
Artículo 23. Tipos de servidumbres legales de
utilidad pública: Las servidumbres legales de
utilidad pública comprenden las de paso, que incluye
la construcción de senderos, trochas y caminos;
las de agua, acueducto y todas aquellas que señala
la legislación ordinaria y que sean necesarias sobre
la base de los estudios técnicos correspondientes,
incluyendo el derecho de inspección y mantenimiento
permanente.
Artículo 24. Las líneas de conducción de energía
eléctrica podrán cruzar ríos, canales, líneas férreas,
acueductos, calles, caminos y otras líneas eléctricas,
telegráficas, telefónicas o cablegráficas, debiéndose
diseñar las instalaciones de tal manera que garanticen
la seguridad de las personas y sus bienes, así como la
prestación de los servicios.
Artículo 21. El Acuerdo Ministerial mediante el cual
se otorga la autorización, caducará si no se suscribe
la escritura pública correspondiente en el plazo
estipulado en el artículo diecinueve (19), por causas
imputables al adjudicatario.
El cruce de líneas de transmisión de energía eléctrica
de calles, caminos y carreteras no se considerará
como utilización de bienes de dominio público. El
Reglamento de esta ley normará las especificaciones.
Artículo 22. Los adjudicatarios de las autorizaciones
para el transporte y la distribución final de electricidad
están facultados para:
Artículo 25. Duración de las servidumbres. El
plazo de las servidumbres será indefinido. Cuando
ya no sea necesario mantener en el predio sirviente
las instalaciones necesarias para la prestación del
servicio de que se trate, se extinguirá la servidumbre.
Tal extremo deberá declararse por el Ministerio a
solicitud del interesado.
a) Usar en la construcción de las obras, los bienes
de dominio público, cruzar ríos, puentes, vías
férreas y líneas de transporte y distribución de
electricidad.
b) Remover la vegetación que sea necesaria dentro
de la franja de la servidumbre de paso, a efecto de
lograr las libranzas especificadas que garanticen
la seguridad de vidas, bienes y las propias
instalaciones eléctricas.
Artículo 26. En el caso de que se extingan las
servidumbres por cualquier motivo, el propietario
o poseedor del predio sirviente recuperará el pleno
dominio del bien afectado y no estará obligado a
devolver la compensación recibida.
Estas facultades se realizarán de conformidad con
las recomendaciones técnicas específicas, siendo
responsables los adjudicatarios por los daños y
perjuicios que ocasionen.
Artículo 27. Servidumbres en predios de dominio
público. En el caso de que el adjudicatario necesite
establecer servidumbres en predios de dominio
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servicio, bajo la responsabilidad exclusiva del
adjudicatario.
público deberá convenir éstas con las autoridades
correspondientes. Las dependencias del Estado, sean
estas descentralizadas o no, autónomas o no, deben
coadyuvar en el establecimiento de las servidumbres
de que se trate.
c)
Artículo 28. Al finalizar el período de la autorización
del uso de bienes de dominio público, no se
extinguirán las servidumbres impuestas si fuere
necesario volver a utilizarlos. El nuevo adjudicatario
tendrá los mismos derechos sobre las servidumbres
impuestas que el anterior.
Utilizar las áreas necesarias para la constitución
de las servidumbres en general y para la
construcción,
inspección,
mantenimiento,
reparación y modificación de las instalaciones
correspondientes
d) Delimitar los terrenos para las bocatomas, canales de conducción, vertederos, clasificadores,
estanques, cámaras de presión, tuberías, dependencias, habitaciones para el personal, canales de
desagüe, caminos de acceso y en general todas
las demás obras estrictamente requeridas para las
instalaciones.
Artículo 29. Causas de sanción al adjudicatario:
El propietario o poseedor del predio que soporte
una servidumbre podrá solicitar al Ministerio que
sancione al adjudicatario de la servidumbre por las
siguientes causas:
e) Descargar las aguas, por los cauces existentes en
el predio sirviente, siempre que las condiciones
de los mismos lo permitan.
a) Si no se inician los trabajos, luego de concluido el
procedimiento de aprobación de la servidumbre,
en el plazo que se hubiera contratado
Artículo 32. Obligaciones que Implica la constitución de las servidumbres legales de utilidad
pública. Las servidumbres a que se refiere el presente
capítulo implican para los propietarios o poseedores
de los predios sobre los cuales se constituyan las
mismas, las siguientes obligaciones:
b) Si las obras para la prestación del servicio no se
realizan y concluyen en el plazo estipulado
Artículo 30. Si el adjudicatario no cumple con los
plazos y/o las sanciones que se le impongan, el
propietario o poseedor del bien inmueble donde
se establezca la servidumbre podrá solicitar ante
el Juez de Primera Instancia Civil Departamental,
mediante el trámite de los incidentes, la cancelación
de la servidumbre. En este caso siempre se deberá dar
audiencia al Ministerio.
a) Permitir la construcción de las instalaciones que
correspondan, así como el paso de los inspectores
y de los trabajadores que intervengan en el
transporte de materiales y equipo necesario para
los trabajos de construcción, reconstrucción,
inspección, mantenimiento y reparación o
modificación de las instalaciones,
Artículo 31. Derechos que implica la constitución
de servidumbres legales de utilidad pública. El
establecimiento de servidumbres a que se refiere el
presente capítulo implica para los adjudicatarios de
las mismas, los siguientes derechos:
a) Construir en los terrenos afectados por la
servidumbre, las obras e instalaciones necesarias
y destinadas al servicio correspondiente
b) La no realización de construcciones, siembras u
otros trabajos dentro del área de la servidumbre;
se exceptúan los cultivos, siembras y en general
uso de la tierra que no afecten las libranzas
eléctricas y especificaciones técnicas; dichas
actividades se realizarán bajo cuenta y riesgo del
propietario y sin perjuicio de lo estipulado en el
inciso anterior.
b) Colocar postes y torres, tender cables aéreos o
subterráneos, instalar subestaciones y demás
estructuras necesarias para la prestación del
Artículo 33. Indemnización. El propietario de las
servidumbres legales de utilidad pública deberá
pagar, anticipadamente y en efectivo, al propietario
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constituya la servidumbre que se solicita y con el
monto de la indemnización que se ofrece al interesado
por los daños y perjuicios que se pudieren causar,
deberá otorgar la escritura constitutiva de la misma,
previo pago de la indemnización anteriormente
mencionada; y dentro de los cinco (5) días siguientes
a la fecha en que se concluyó la negociación.
o poseedor del inmueble que deba soportar la
servidumbre, la indemnización por los daños y
perjuicios que se prevea puedan causarse. El monto
de la indemnización será fijada de mutuo acuerdo
por el adjudicatario y el propietario o poseedor de
la finca que soportará las servidumbres; en el caso
de no llegarse a un acuerdo en cuanto al monto de
dicha indemnización cualquiera de las partes podrá
acudir a un Juez de Instancia Civil para que mediante
el trámite de los incidentes resuelva en definitiva,
resolución contra la cual no cabe el recurso de
apelación.
Artículo 38. El adjudicatario y el propietario o
poseedor del predio de que se trate podrán resolver
las diferencias que surjan con motivo de la imposición
de las servidumbres y del monto de la indemnización
a pagar, mediante el procedimiento de un arbitraje de
equidad, de acuerdo con las normas establecidas en
la ley de arbitraje Decreto No. 67-95 del Congreso de
la República.
Artículo 34. La indemnización que se pague por
los daños que se causen en la constitución de
la servidumbres reguladas en esta ley no podrá
consistir en el suministro gratuito de energía
eléctrica, ni tratamiento preferente en la aplicación
de las tarifas.
Artículo 39. Para el caso de no localización del propietario o poseedor, deberá el adjudicatario solicitar
la autorización de avisos al Ministerio, que contengan la expresión de la necesidad de constitución de
servidumbre y que serán colocados en lugar visible
en la finca y en la municipalidad jurisdiccional del
predio afectado.
Artículo 35. Constitución de servidumbre. El interesado expondrá por escrito al Ministerio, junto
con la solicitud de autorización, la necesidad de
constituir las servidumbres que solicitan de acuerdo a los estudios técnicos que se realicen y la descripción del bien inmueble sobre el cual deban
constituirse, con los datos siguientes: jurisdicción
departamental y municipal; y generales del inmueble. También deberán presentarse los planos de las
obras que habrán de realizarse; el área, los cultivos
y las construcciones afectadas, y el valor estimado
de los daños y perjuicios que se prevean puedan
causarse.
Artículo 40. Oposición a la constitución de la
servidumbre: Si el propietario o poseedor del bien
inmueble de que se trate no está de acuerdo en
otorgar la servidumbre, el adjudicatario interesado
en la constitución de la misma, hará constar, a
través de acta notarial, tal situación. El adjudicatario
presentará, junto al acta notarial, solicitud al
Ministerio, en el sentido de que se declare la
procedencia de la constitución de la servidumbre
legal de utilidad pública; recibida la solicitud por
el Ministerio, éste debe, dentro de los cinco (5) días
siguientes, correr audiencia al propietario o poseedor
del bien inmueble afectado, por un plazo de cinco
(5) días, para que razone y haga valer su oposición y
habiendo o no evacuado su audiencia, al vencimiento
del plazo, el Ministerio deberá dentro de un plazo de
cinco (5) días resolver, declarando la procedencia o
no de la servidumbre legal de utilidad pública.
Artículo 36. El Ministerio notificará, a la mayor brevedad posible, directamente o a través de la municipalidad respectiva, a los propietarios o poseedores de
los predios, el interés y la necesidad de establecer las
servidumbres en los mismos. La notificación incluirá
una copia de la exposición hecha por el interesado y
de los demás requisitos establecidos en el artículo anterior.
Artículo 37. El interesado deberá realizar los trámites
y las negociaciones necesarias para el establecimiento
de las servidumbres que deban constituirse en predios
públicos o privados; si el propietario o poseedor
del precio de que se trate está conforme con que se
En el caso que se resolviera declarar la improcedencia
de la servidumbre legal de utilidad pública, el
adjudicatario podrá buscar otra finca que sirva como
predio sirviente.
11
Artículo 41. Cuando el Ministerio declare la procedencia de la servidumbre legal de utilidad pública,
extenderá certificación al adjudicatario y éste podrá
acudir al Juez de Primera Instancia del Ramo Civil
del Departamento en el que se encuentre la finca ubicada, para que mediante el trámite de los incidentes
que se establece en la Ley del Organismo Judicial, el
Juez resuelva en definitiva.
TITULO III
OPERACION Y EXPLOTACION
DE LAS INSTALACIONES DE
GENERACION, TRANSPORTE Y
DISTRIBUCION DE ELECTRICIDAD
Artículo 42. La oposición del propietario o poseedor
de la finca, sobre la cual se pretende constituir la
servidumbre, solo podrá plantearse:
CAPITULO I
OPERACION Y EXPLOTACION DE
CENTRALES GENERADORAS Y SISTEMAS
DE TRANSPORTE
a) Por ser perjudicial o desnaturalizarse el destino
del predio que soportará la servidumbre
Artículo 44. La administración del mercado mayorista
estará a cargo de un ente privado, sin fines de lucro,
denominado administrador del mercado mayorista,
cuyas funciones son:
b) Por la existencia de otro predio donde resulta
menos gravosa y más práctica la constitución de
la servidumbre
c)
Por no estar de acuerdo con el monto de la
indemnización que se le propone.
a) La coordinación de la operación de centrales
generadoras, interconexiones internacionales y
líneas de transporte al mínimo de costo para el
conjunto de operaciones del mercado mayorista,
en un marco de libre contratación de energía
eléctrica entre generadores, comercializadores,
incluidos importadores y exportadores, grandes
usuarios y distribuidores,
En los dos primeros casos deberá comprobar los
extremos en los que fundamenta su oposición y en
el tercer caso deberá presentar avalúo, por experto
autorizado.
Artículo 43. La resolución que dicte el juez, en
su caso, deberá declarar la servidumbre que se
le solicita constituir, como servidumbre legal de
utilidad pública y el monto de la indemnización a
pagar; debiendo fijar un plazo no mayor de cinco
(5) días, a partir de la última notificación, para
que el propietario o poseedor otorgue la escritura
pública de constitución de la servidumbre, bajo
el apercibimiento de otorgarla, sin más trámite, el
juez, en rebeldía del obligado, dentro de los cinco (5)
días siguientes al vencimiento del plazo fijado para
el otorgamiento de la escritura pública por parte
del propietario o poseedor, plazo dentro del cual el
adjudicatario deberá de depositar en la tesorería del
Organismo Judicial a favor del interesado el monto
fijado como indemnización, requisito éste, sin el cual
el juez no otorgará la escritura pública constituyendo
el gravamen.
b) Establecer precios de mercado de corto plazo
para las transferencias de potencia y energía entre
generadores, comercializadores, distribuidores,
importadores y exportadores, cuando ellas
no correspondan a contratos de largo plazo
libremente pactados,
c)
Garantizar la seguridad y el abastecimiento de
energía eléctrica.
Los agentes del mercado mayorista, operarán sus
instalaciones de acuerdo a las disposiciones que
emita el administrador del Mercado Mayorista.
El funcionamiento del Mercado Mayorista
se normará de conformidad con esta ley y su
reglamento.
Contra la resolución definitiva que dicte el juez en el
incidente no procederá el recurso de apelación.
12
La conformación mecanismos de financiamiento y
el funcionamiento del administrador del mercado
mayorista se normará de conformidad con esta ley y
su reglamento, y su propio reglamento específico.
servicio de energía eléctrica, este estará obligado a
reembolsar estos aportes a quienes lo proveyeron, en
los plazos y bajo las condiciones que el reglamento
establezca. Estos aportes no podrán superar el valor
máximo que para estos efectos fije la comisión.
Artículo 45. Si un generador o transportista no
opera sus instalaciones de acuerdo a las normas de
coordinación emanadas del Administrador del Mercado Mayorista, de conformidad con las disposiciones de la presente ley, será sancionado con multa,
pudiendo incluso disponerse su desconexión forzosa
por un período determinado o hasta que haya resuelto el problema que motivó su desconexión del Sistema Eléctrico Nacional.
Artículo 49. El usuario no podrá utilizar una demanda
mayor que la contratada dentro de los límites
máximos de variación que el suministrador permita.
En caso de superar el límite, el distribuidor podrá
suspender el servicio y cobrar el exceso de demanda
según la tarifa aplicable al usuario, de acuerdo con las
condiciones que fije el reglamento.
Artículo 50. El usuario que tenga pendiente el pago
del servicio de distribución final de dos o más facturaciones, previa notificación, podrá ser objeto del
corte inmediato del servicio por parte del distribuidor. Cuando se consuma energía eléctrica sin previa
aprobación del distribuidor o cuando las condiciones
del suministro sean alteradas por el usuario, el corte
del servicio podrá efectuarse sin la necesidad de aviso previo al usuario; sin perjuicio de las sanciones a
que se haga acreedor de conformidad con esta ley y
su reglamento.
CAPITULO II
OPERACION Y EXPLOTACION DE
LAS INSTALACIONES DE SERVICIO
DE DISTRIBUCION FINAL
Artículo 46. Todo interesado en consumir energía
eléctrica, ubicado dentro del área obligatoria de
servicio de un adjudicatario, tendrá derecho a que
éste se la suministre cumpliendo los requisitos y
estipulaciones de conformidad con lo establecido en
la presente ley y su reglamento. Dicho derecho existe
asimismo para el interesado que, estando ubicado
fuera de la área obligatoria de servicio, llegue al límite
de dicha área mediante líneas propias o de terceros.
La comisión fijará los importes por concepto de corte
y reconexión.
Artículo 51. Todo usuario tiene derecho a
demandar el suministro de un servicio eléctrico de
calidad, de acuerdo al procedimiento que establece la
presente ley y su reglamento. En el usuario radican
las obligaciones que implica la prestación del servicio.
Artículo 47. El Estado podrá otorgar recursos
para costear total o parcialmente la inversión de
proyectos de electrificación rural, de beneficio social
o de utilidad pública, que se desarrollen fuera de
una zona territorial delimitada. Los recursos que
otorgue el Estado serán considerados como un
subsidio, los cuales no podrán ser trasladados como
costo al usuario. Las obras que se construyan con
estos aportes serán administradas y operadas por
el adjudicatario, el que se obliga a mantenerlas en
perfectas condiciones de uso.
Artículo 52. Los gastos derivados de los cambios,
remoción, traslado y reposición de las instalaciones eléctricas que sea necesario ejecutar, serán sufragados por los interesados y/o por quienes los
originen.
El adjudicatario está obligado a dar servicio
mediante líneas aéreas. Si el municipio o cualquier
interesado requiere distribución por un medio
que resulta más costoso que el usual, la diferencia
de costos de inversión deberá ser absorbida
por el interesado, pagándosela directamente al
adjudicatario.
Los proyectos a que se refiere el párrafo anterior
deberán contar con un informe favorable de
evaluación socioeconómica del ministerio.
Artículo 48. En el caso de que un adjudicatario
requiera aportes de terceros para proveerlos del
13
Artículo 53. Los adjudicatarios de servicio de
distribución final están obligados a tener contratos
vigentes con empresas generadoras que les garanticen
su requerimiento total de potencia y energía para
el año en curso y el siguiente año calendario, como
mínimo.
b) Proporcionar un servicio reiteradamente deficiente, de acuerdo a los estándares mínimos de
calidad establecidos en el reglamento de esta
ley y no solucionar tal situación después de las
multas que se le apliquen y en los plazos que al
efecto haya impuesto la Comisión.
Los adjudicatarios son responsables de la continuidad
del suministro a sus clientes sometidos a la regulación
de precios, debiendo indemnizarlos por los Kw/h
racionados, contratados tanto por cargo de potencia,
como de energía, cuando se produzcan fallas de larga
duración a nivel generación-transmisión, siempre que
estas fallas no obedezcan a causas de fuerza mayor,
la cual será calificada como tal por la Comisión. El
monto de la indemnización por Kw/h racionado de
larga duración será fijado por la Comisión cuando se
aprueben las tarifas de distribución. El reglamento
definirá la falla de larga duración y la determinación
de los Kw/h racionados sujetos a indemnización.
La rescisión podrá ser decretada por la totalidad o
por una parte de la zona autorizada.
Artículo 56. Para el caso específico de transporte,
la autorización termina cuando el adjudicatario se
niega a permitir el uso por parte de terceros de sus
instalaciones, en las condiciones estipuladas en la
presente ley y en su reglamento.
Artículo 57. En caso de rescisión de la autorización
de servicio de distribución final, si se comprometiere
la continuidad del servicio, el Ministerio intervendrá
la empresa en forma provisional a fin de asegurar la
continuidad de sus operaciones.
Cuando se produzcan fallas de corta duración,
que sobrepasen las normas técnicas aceptadas, el
adjudicatario deberá aplicar un descuento en el cargo
mensual de potencia a sus usuarios sometidos a
regulación de precio, en las condiciones que señala
el reglamento.
Una vez terminada la autorización, los derechos y
los bienes de las autorizaciones serán subastados
públicamente como una unidad económica, en un plazo
de ciento ochenta (180) días. Del valor obtenido en la
subasta, el ministerio deducirá los gastos incurridos
y las deudas que tuviere el ex-titular y el saldo le será
entregado a éste. El ex-adjudicatario podrá presentarse
a la subasta siempre que la autorización no haya
caducado por mala calidad en la prestación del servicio.
CAPITULO III
RESCISION Y TERMINACION DEL PLAZO
DE AUTORIZACION
Los acreedores de las autorizaciones declaradas terminadas, no podrán oponerse por ningún motivo a
la subasta y verificados sus derechos ante la justicia
ordinaria, se pagarán con el monto obtenido en la subasta.
Artículo 54. La autorización de servicio de distribución
final termina por rescisión o cumplimiento del
plazo de autorización o renuncia del adjudicatario,
previamente calificada por el Ministerio.
Artículo 58. Un adjudicatario, previa calificación
y autorización del Ministerio, podrá transferir los
derechos obtenidos para la prestación del servicio de
energía eléctrica de que se trate a un tercero, quien
asumirá todos los derechos adquiridos y las obligaciones
contraídas por el anterior adjudicatario. El Ministerio
podrá en todo caso, aprobar o improbar la transferencia
de tales derechos. El reglamento de esta ley establecerá
el procedimiento para tramitar dichas transferencias,
considerando siempre la continuidad del servicio.
Artículo 55. La autorización de servicio de distribución
final se rescinde cuando el distribuidor, luego de
habérsele aplicado las sanciones que el reglamento
establece, incurre en las siguientes causales:
a) No cumplir con los plazos establecidos en el
reglamento para proporcionar los suministros
solicitados en su área obligatoria. El distribuidor
tendrá derecho a solicitar por una vez la extensión
del plazo al ministerio;
14
rán en forma estricta los costos medios de capital
y operación de sistemas de transporte, transformación y distribución económicamente adaptados.
Los costos propios de la actividad de distribución
que apruebe la Comisión deberán corresponder a
costos estándares de distribución de empresas eficientes.
TITULO IV
REGIMEN DE PRECIOS
DE LA ELECTRICIDAD
CAPITULO I
Artículo 61. Las tarifas a usuarios de Servicio de
Distribución Final serán determinadas por la Comisión, a través de adicionar las componentes de costos de adquisición de potencia y energía, libremente
pactados entre generadores y distribuidores y referidos a la entrada de la red de distribución con los
componentes de costos eficientes de distribución a
que se refiere el artículo anterior. Las tarifas se estructurarán de modo que promuevan la igualdad de
tratamiento a los consumidores y la eficiencia económica del sector. En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a una categoría de usuarios
podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a
otros usuarios.
DISPOSICIONES GENERALES
Artículo 59. Están sujetos a regulación, los precios de
los siguientes suministros:
a) Las transferencias de potencia y energía eléctrica
entre
generadores,
distribuidores,
comercializadores, importadores y exportadores
que resulten de la operación a mínimo costo
del Sistema Eléctrico Nacional, cuando dichas
transferencias no estén contempladas en
contratos de suministro, libremente pactados
entre las partes.
Las empresas de generación, transmisión o distribución no podrán otorgar a sus empleados, en carácter
de remuneración o prestación o bajo ninguna forma,
descuentos sobre las tarifas vigentes o suministro
gratuito de energía eléctrica.
b) Los peajes a que están sometidas las líneas de
transporte, subestaciones de transformación e
instalaciones de distribución, en los casos en
que no haya sido posible establecerlos por libre
acuerdo entre las partes. En estos casos, los peajes
serán determinados por la Comisión, ciñéndose
a las disposiciones de la presente ley y de su
reglamento.
c)
Artículo 62. Las compras de electricidad por parte
de los distribuidores de Servicio de Distribución
Final se efectuarán mediante licitación abierta. Toda
la información relativa a la licitación y adjudicación
de oferta será de acceso público. El reglamento de
la ley estipulará el procedimiento y condiciones de
adjudicación y los mecanismos a utilizar en caso de
desacuerdo por parte de uno o más de los oferentes
con respecto a la adjudicación.
Los suministros a usuarios del Servicio de Distribución Final, cuya demanda máxima de potencia
se encuentre por debajo del límite señalado en el
reglamento. Los usuarios de demanda máxima
de potencia superior a la que especifique el reglamento, no estarán sujetos a regulaciones de
precio y las condiciones de suministro serán libremente pactadas con el distribuidor o bien con
cualquier otro suministrador.
Artículo 63. En ningún caso en que deban fijarse tarifas por servicios de electricidad, se aplicarán las
disposiciones del Artículo 1520 del Código Civil, ya
que a las tarifas por servicios de electricidad les serán
aplicables únicamente las disposiciones de la presente ley. Tampoco le serán aplicables las disposiciones
del Artículo 1520 del Código Civil a las tarifas no sujetas a regulación en virtud de esta ley.
Son libres los precios no señalados explícitamente en
los incisos anteriores.
Artículo 60. Los peajes que determine la Comisión,
cuando no exista acuerdo entre las partes, refleja-
15
las instalaciones, óptimamente dimensionadas,
considerando la tasa de actualización que se utilice
en el cálculo de las tarifas y una vida útil de treinta
(30) años. El Valor Nuevo de Reemplazo es el costo
que tendría construir las obras y bienes físicos de
la autorización, con la tecnología disponible en el
mercado, para prestar el mismo servicio. El concepto
de instalación económicamente adaptada implica
reconocer en el Valor Nuevo de Reemplazo sólo
aquellas instalaciones o partes de instalaciones que
son económicamente justificadas para prestar el
servicio que se requiere.
CAPITULO II
PEAJE POR EL USO DE
LOS SISTEMAS DE TRANSMISION
Y DISTRIBUCION
Artículo 64. El uso de las instalaciones de transmisión
y transformación principal y secundarios devengarán
el pago de peajes a su propietario. Los peajes serán
acordados entre las partes; a falta de acuerdo se
aplicarán los peajes que determine la Comisión,
oyendo al o los propietarios de los sistemas de
transmisión y de distribución involucrados y al
Administrador del Mercado Mayorista, apegándose
estrictamente al procedimiento descrito en esta ley y
en su reglamento.
Artículo 68. Todo generador e importador de energía
eléctrica conectado al Sistema Eléctrico Nacional,
después de haber pagado el peaje de conexión,
tendrá derecho a inyectar potencia y energía y a
retirarla sin costo adicional en cualquier punto del
sistema principal y del sistema secundario desde el
cual exista un flujo anual predominante de energía
hacia el sistema principal.
Artículo 65. Todos los generadores e importadores de
energía eléctrica conectados al Sistema Eléctrico Nacional pagarán peaje por el uso del sistema principal,
por KW de potencia firme conectada. En los sistemas
secundarios, los peajes se pagarán de acuerdo con los
usos específicos que los generadores hagan de estos
sistemas. Es obligación de los generadores interconectados al Sistema Eléctrico Nacional, construir las
instalaciones de transmisión para llevar su energía al
sistema principal o bien efectuar los pagos de peajes
secundarios para tal finalidad.
Artículo 69. El peaje en el sistema principal y su
fórmula de ajuste automático será fijado por la
Comisión cada dos (2) años, en la primera quincena
de enero.
Para el cálculo del peaje el o los propietarios de
los sistemas de transmisión involucrados y el
Administrador del Mercado Mayorista informarán
a la Comisión la anualidad de la inversión, los
costos de operación y mantenimiento del sistema
de transmisión principal y las potencias firmes de
las centrales generadoras, acompañando un informe
técnico.
Artículo 66. Los adjudicatarios del servicio de
transporte y distribución final están obligados a
permitir la utilización de sus sistemas de transmisión
y distribución a terceros, mediante el pago de peajes
para que puedan suministrar energía a usuarios de
precio libre. Asimismo, están obligados a efectuar
las ampliaciones que les sean requeridas para estos
fines, previo pago de las garantías que el reglamento
establezca.
Artículo 70. Adicionalmente al peaje en el sistema
principal todo generador, importador, exportador y
comercializador de energía eléctrica deberá pagar un
peaje secundario a los transmisores involucrados, o al
distribuidor, en los siguientes casos:
Artículo 67. El peaje en el sistema principal se calcula
dividiendo la anualidad de la inversión y los costos
de operación y mantenimiento del sistema principal,
para instalaciones óptimamente dimensionadas,
entre la potencia firme total conectada al sistema
eléctrico correspondiente.
a) Si se conecta al sistema eléctrico en subestaciones
ubicadas fuera del sistema principal;
b) Si comercializa electricidad en subestaciones
ubicadas fuera de este sistema;
La anualidad de la inversión será calculada
sobre la base del Valor Nuevo de Reemplazo de
c)
16
Si utiliza instalaciones de distribución.
por subtransmisión que sean pertinentes. Los precios
de adquisición de potencia y energía a la entrada
de la red de distribución deberán necesariamente
expresarse de acuerdo a una componente de
potencia relativa a la demanda máxima anual de la
distribuidora (Q/kw/mes), y a una componente de
energía (Q/kw/h).
El peaje secundario sólo se pagará si el uso de
las instalaciones se hace en el sentido del flujo
preponderante de energía. El pago del peaje secundario
da derecho a efectuar retiros de electricidad, en todos
los puntos del sistema desde los cuales, en condiciones
típicas de operación del sistema, se produzcan
transmisiones físicas netas hacia puntos cubiertos por
los peajes secundarios.
Los precios de compra de energía por parte del
distribuidor que se reconozcan en las tarifas deben
reflejar en forma estricta las condiciones obtenidas en
las licitaciones a que se refiere el artículo 62.
El peaje secundario corresponderá a los costos totales
de la parte del sistema de transmisión secundario
involucrado, o de la red de distribución utilizada
y será pagado por los generadores que usen estas
instalaciones, a prorrata de la potencia transmitida en
ellas.
El VAD corresponde al costo medio de capital y
operación de una red de distribución de una empresa
eficiente de referencia, operando en un área de
densidad determinada.
El costo total estará constituido por la anualidad de la
inversión y los costos de operación y mantenimiento,
considerando instalaciones económicamente adaptadas. Las pérdidas medias de potencia y energía en
la red secundaria involucrada serán absorbidas por
los generadores usuarios de dicha red. En el caso
de uso de redes de distribución, el peaje secundario
corresponderá al Valor Agregado de Distribución
por unidad de potencia máxima que la Comisión
determine para el cálculo de las tarifas a clientes
finales.
Artículo 72. El VAD deberá contemplar al menos las
siguientes componentes básicas:
a) Costos asociados al usuario, independiente de su
demanda de potencia y energía;
b) Pérdidas medias de distribución, separadas en
sus componentes de potencia y energía;
c)
Todas las divergencias que se produzcan entre los
generadores y los transmisores, serán resueltas por la
comisión, quien deberá resolver en un plazo máximo
de treinta (30) días a partir de presentado el reclamo
por una de las partes.
Costos de capital, operación y mantenimiento
asociados a la distribución, expresados por unidad de potencia suministrada.
Artículo 73. El costo de capital por unidad de
potencia se calculará como la anualidad constante de
costo de capital correspondiente al Valor Nuevo de
Reemplazo de una red de distribución dimensionada
económicamente. La anualidad será calculada con la
vida útil típica de instalaciones de distribución y la
tasa de actualización que se utilice en el cálculo de
las tarifas. El costo de operación y mantenimiento
corresponderá al de una gestión eficiente de la red de
distribución de referencia.
CAPITULO III
TARIFAS APLICABLES A CONSUMIDORES
FINALES DE DISTRIBUCION FINAL
Artículo 71. Las tarifas a consumidores finales de
servicio de distribución final, en sus componentes de
potencia y energía, serán calculadas por la Comisión
como la suma del precio ponderado de todas las
compras del distribuidor, referidas a la entrada
de la red de distribución y del Valor Agregado
de Distribución -VAD-. Para referir los precios de
adquisición de potencia y energía a la entrada de la
red de distribución, la Comisión agregará los peajes
Artículo 74. Cada distribuidor deberá calcular los
componentes de los VAD mediante un estudio
encargado a una firma de ingeniería precalificada
por la Comisión. La Comisión podrá disponer que
diversos distribuidores contraten un solo estudio, si
las densidades de distribución son parecidas en cada
17
grupo y usar un sólo VAD para la determinación de
las tarifas de todas las empresas calificadas en un
mismo grupo.
Comisión, mediante estudios contratados con entidades privadas especialistas en la materia, debiendo reflejar la tasa de costo de capital para actividades de riesgo similar en el país. Se podrán usar
tasas de costo de capital distintas para las actividades de transmisión y distribución. En cualquier
caso, si la tasa de actualización resultare inferior a
siete por ciento real anual o bien superior a trece
por ciento real anual, se aplicarán estos últimos valores, respectivamente.
Los términos de referencia del o de los estudios del
VAD serán elaborados por la Comisión, la que tendrá
derecho a supervisar el avance de dichos estudios.
Artículo 75. La Comisión revisará los estudios
efectuados y podrá formular observaciones a los
mismos. En caso de discrepancias formuladas por
escrito, la Comisión y las distribuidoras deberán
acordar el nombramiento de una Comisión Pericial
de tres integrantes, uno nombrado por cada parte y
el tercero de común acuerdo. La Comisión Pericial se
pronunciará sobre las discrepancias, en un plazo de
60 días contados desde su conformación.
TITULO V
SANCIONES
CAPITULO UNICO
Artículo 76. La Comisión usará los VAD y los precios
de adquisición de energía, referidos a la entrada de la
red de distribución, para estructurar un conjunto de
tarifas para cada adjudicatario. Estas tarifas deberán
reflejar en forma estricta el costo económico de
adquirir y distribuir la energía eléctrica.
Artículo 80. La Comisión, de acuerdo con lo
estipulado por la presente ley, sancionará con multa
las infracciones a cualquier disposición de la misma.
Las multas se expresarán en términos de la tarifa de
la componente de energía aplicable a 1 Kw/h, a nivel
de cliente residencial en ciudad de Guatemala, en las
condiciones que estipule el reglamento de esta ley.
Artículo 77. La metodología para la determinación de
las tarifas será revisada por la Comisión cada cinco
(5) años, durante la primera quincena de enero del
año que corresponda. El reglamento señalará los
plazos para la realización de los estudios, su revisión,
formulación de observaciones y formación de la
Comisión Pericial. Todos los informes que evacúe la
Comisión serán de público acceso.
Cuando se trate de usuarios, las multas estarán comprendidas entre 100 y 10,000 Kw/h. En el caso de generadores, transportistas y distribuidores, dependiendo
de la gravedad de la falta, las multas estarán comprendidas entre 10,000 y 1,000,000 Kw/h.
Artículo 78. La metodología para determinación
de las tarifas y sus fórmulas de ajuste no podrán
ser modificadas durante su período de vigencia,
salvo si sus reajustes triplican el valor inicial de las
tarifas inicialmente aprobadas. En el evento que al
vencimiento del período de vigencia de las tarifas no
hayan sido fijadas las tarifas del período siguiente,
por causa de la Comisión, aquellas podrán ser
ajustadas por los adjudicatarios según las fórmulas
de ajuste automático.
Para los fines de la aplicación de multas, cada día que el
infractor deje transcurrir sin ajustarse a las disposiciones
de esta ley o de su reglamento, después de la orden
que para el efecto hubiere recibido de la comisión, será
considerado como una infracción distinta.
El monto recaudado por cobro de multas ingresará al
fondo de la Comisión.
Artículo 81. El infractor al cual se le apliquen multas
por infracciones a esta ley o a su reglamento, podrá
reclamar ante la justicia ordinaria, por medio de las
acciones legales que corresponda.
Artículo 79. La tasa de actualización a utilizar en la
presente ley para la determinación de tarifas será
igual a la tasa de costo del capital que determine la
18
Artículo 3. El Instituto Nacional de Electrificación
y cualquiera otra empresa que actualmente se dedique a las actividades de generación, transmisión o
distribución de energía eléctrica, sea esta de capital
privado o mixto, separarán sus funciones y administración para ajustarse a los preceptos contenidos
en la presente ley, dentro del plazo de un (1) año,
contado a partir de la fecha de su promulgación.
TITULO VI
CAPITULO UNICO
DISPOSICION FINAL
Artículo 4. En el plazo de noventa (90) días, contados
a partir de la fecha de publicación de esta ley, el
Organismo Ejecutivo deberá emitir el reglamento de
la misma.
Artículo 82. Quedan derogadas las siguientes
disposiciones:
a) Decreto Ley No. 126-85, Ley de Geotermia;
Artículo 5. El Administrador del Mercado Mayorista,
tendrá un plazo de seis (6) meses desde la publicación
del reglamento de esta ley, para conformarse y entrar
en funcionamiento.
b) Decreto Ley No. 419, Ley de Servidumbres para
Obras e Instalaciones Eléctricas;
c)
Cualquier otra norma que contradiga el presente
Decreto.
Artículo 6. En tanto se integre la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica, se constituirá un Comité,
integrado por un delegado designado dentro de los
diez (10) días siguientes a la vigencia de la presente
ley, por cada una de las entidades siguientes:
TITULO VII
DISPOSICIONES
TRANSITORIAS
a) Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. -EEGSA-;
b) Instituto Nacional de Electrificación -INDE-;
CAPITULO UNICO
c)
Artículo 1. La primera Comisión Nacional de Energía
Eléctrica deberá constituirse antes del 1 de abril de
1997. Para iniciar el funcionamiento de la Comisión,
el Ministerio de Finanzas Públicas depositará la
cantidad de Q.500,000.00 con carácter reembolsable,
en un plazo no mayor de diez (10) días contados a
partir de la fecha de integración de la Comisión.
Colegio de Ingenieros de Guatemala.
Dicho Comité será nombrado por Acuerdo
Gubernativo en un plazo no mayor de quince (15)
días contados a partir de su designación el que
fijará las tarifas a que se refiere el artículo 59 de la
presente ley, para el período comprendido entre la
fecha que cobre vigencia el presente decreto y la
nueva fijación de tarifas que estipule la Comisión
Nacional de Electricidad. Estos miembros cesarán de
sus funciones al asumir sus cargos los miembros de
la Comisión.
Artículo 2. La primera fijación de peajes y tarifas a
clientes de servicio de distribución final, aplicando
los criterios y metodologías que establece la presente
ley, se efectuará la primera quincena de mayo de 1997.
En este caso, los VAD de distribución que determine
la Comisión se basarán en valores usados en otros
países que apliquen similar metodología.
Artículo 7. Esta ley entrará en vigencia el día de su
publicación en el diario oficial.
19
PASE AL ORGANISMO EJECUTIVO PARA SU
SANCION, PROMULGACION Y PUBLICACION.
DADO EN EL PALACIO DEL ORGANISMO
LEGISLATIVO, EN LA CIUDAD DE GUATEMALA,
A LOS DIEZ Y SEIS DIAS DEL MES DE OCTUBRE
DE MIL NOVECIENTOS NOVENTA Y SEIS.
CARLOS ALBERTO GARCIA REGAS
PRESIDENTE
ENRIQUE ALEJOS CLOSE
SECRETARIO
EFRAIN OLIVA MURALLES
SECRETARIO
PALACIO NACIONAL: Guatemala, trece
noviembre de mil novecientos noventa y seis.
de
COMUNIQUESE Y CÚMPLASE
ARZU IRIGOYEN
Presidente
LEONEL LÓPEZ RODAS
Ministerio de Energía y Minas
(nota: publicada el 15 de noviembre de 1996; en el
Diario de Centro América y entró en vigencia esta
misma fecha)
20
Presa El Capulín
Reglamento de la Ley
General de Electricidad
Reglamento
de la Ley General de Electricidad
Alta Tensión: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007).
ACUERDO GUBERNATIVO
NÚMERO 256-97
Nivel de tensión superior a sesenta mil (60,000) Voltios.
Guatemala, 21 de marzo de 1997.
Baja Tensión: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007).
El Presidente de la República,
Nivel de tensión igual o inferior a mil (1,000) Voltios.
CONSIDERANDO:
Central: Es el conjunto de una o más Unidades Generadoras de energía eléctrica, localizadas en un mismo
emplazamiento.
Que mediante el Decreto número 93-96 del Congreso
de la República, se promulgó la Ley General de Electricidad, con el objeto de normar el desarrollo de las
actividades de generación, transporte, distribución y
comercialización de electricidad;
Cogenerador : Es el propietario de instalaciones de
producción de energía que la utiliza para uso propio
y tiene excedentes para la venta a terceros.
CONSIDERANDO:
Comisión: Es la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, establecida de acuerdo a la Ley General de
Electricidad.
Que para la adecuada aplicación de la Ley General de
Electricidad, deben desarrollarse sus normas en forma reglamentaria, para cuya finalidad es procedente
dictar las respectivas disposiciones legales;
Contratos Existentes: Son los contratos de suministro
de energía eléctrica entre generadores y empresas distribuidoras, suscritos antes de la entrada en vigencia de
la Ley y vigentes a la promulgación del Reglamento.
POR TANTO:
En el ejercicio de las funciones que le confiere el artículo
183, inciso e) de la Constitución Política de la República de Guatemala y con base en el artículo 4 de las disposiciones transitorias de la Ley General de Electricidad;
Contratos a Término: (Reformado por el artículo
1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es el conjunto de transacciones de compra-venta de electricidad
pactados a plazo entre agentes del Mercado Mayorista (MM) mediante contratos.
ACUERDA:
Emitir el siguiente:
Consumidor: Debe entenderse por tal al usuario.
REGLAMENTO DE LA LEY GENERAL DE
ELECTRICIDAD REPUBLICA DE GUATEMALA
Costo de Falla: Es el costo de energía no suministrada
por interrupciones al servicio, que se calculará en base
a la metodología que sea establecida por la Comisión.
TITULO I
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No.
68-2007). Es el costo en que incurre el Sistema Eléctrico para suministrar un kilovatio-hora (k/h) adicional
de energía a un determinado nivel de demanda de
potencia y considerando el parque de generación y
transmisión efectivamente disponible. El valor del
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía es aplicable en el nodo de Sistema Nacional Interconectado en
el que se ubica la Unidad Generadora Marginal.
CAPITULO I
DEFINICIONES
“Articulo 1.- Definiciones. Para los efectos de este Reglamento se establecen las siguientes definiciones, las
cuales se suman a aquellas contenidas en la Ley General
de Electricidad.
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Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Esperado: Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía
que, como valor medio, se espera para un determinado período futuro, dadas las condiciones previstas
de demanda y oferta de energía.
cado Mayorista, no es capaz de satisfacer la totalidad
del consumo de energía, por períodos superiores a
cuarenta y ocho horas. La condición de falla de larga
duración será notificada en cada caso al Ministerio y
a la Comisión.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía por Bloque Horario: Es el Costo Marginal de Corto Plazo de
Energía calculado sobre la base del nivel promedio de
demanda de potencia de un bloque de determinado
número de horas.
Fuerza Mayor: En casos de fuerza mayor, la carga de
la prueba compete exclusivamente a quien la invoca
y será calificada por la Comisión, de conformidad con
la Ley.
Función de Transportista: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es una
empresa distribuidora que cumple las veces de transportista para un generador o gran usuario, conectado
en su red de media o baja tensión.
Costo Marginal Horario de Energía por Nodo: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo
No. 68-2007). Para cada nodo, es el costo de atender
un kilovatio (kw) adicional de demanda en ese nodo,
en el estado de cargas correspondiente a esa hora.
Generación Distribuida Renovable: (Adicionado por
el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es
la modalidad de generación de electricidad, producida por unidades de tecnologías de generación con recursos renovables, que se conectan a instalaciones de
distribución cuyo aporte de potencia neto es inferior
o igual a cinco Megavatios (5 MW). Para los efectos
de este Reglamento se considerarán tecnologías con
recursos renovables a aquellas que utilizan la energía
solar, eólica, hidráulica, geotérmica, biomasa y otras
que el Ministerio de Energía y Minas determine.
Factor de Pérdidas Nodales de Potencia: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 682007). Corresponde al Factor de Pérdidas Nodales de
Energía durante la hora de máxima demanda anual
registrado en el Mercado Mayorista.
Factor de Pérdidas Nodales de Energía: (Reformado por
el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para
satisfacer un incremento de energía en un nodo, mediante
el incremento de generación en el nodo de referencia. Para
cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento
de generación en el nodo de referencia y el incremento de
demanda de energía en el nodo.
Generador Distribuido Renovable: (Adicionado por
la persona, individual o jurídica titular o poseedora
de una central de generación de energía eléctrica que
utiliza recursos energéticos renovables y participa en
la actividad de Generación Distribuida Renovable.
Falla de Corta Duración: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Se define
como falla de corta duración, la condición en que, debido a fallas intempestivas en grupos generadores, en
líneas de transporte o en redes de distribución, alguno de los agentes del Mercado Mayorista, no es capaz
de satisfacer la totalidad del consumo de energía, por
períodos inferiores a cuarenta y ocho horas.
Gran Usuario: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es un consumidor de
energía cuya demanda de potencia excede cien kilovatios (kw), o el límite inferior fijado por el Ministerio
en el futuro. El gran usuario no estará sujeto a regulación de precio y las condiciones de suministro serán
libremente pactadas con el distribuidor o con cualquier otro suministrador. Para efectos del artículo 59,
literal c) de la Ley, las tarifas de los consumidores con
demanda de potencia igual o inferior a cien kilovatios (kw), o el límite inferior que en el futuro establezca el Ministerio, serán fijadas por la Comisión.
Falla de Larga Duración: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Se define
como falla de larga duración, la condición en que, debido a una situación de sequía o de falla prolongada
de unidades generadoras, líneas de transporte o redes de distribución, alguno de los agentes del Mer-
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la Ley y este Reglamento, en congruencia con prácticas internacionales aceptadas y que servirán para
complementar el conjunto de regulaciones sobre las
actividades del sector eléctrico.
Ley: Es la Ley General de Electricidad, Decreto 93-96
del Congreso de la República.
Línea: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es el medio físico que permite conducir energía eléctrica entre dos puntos.
Las líneas podrán ser de transmisión o de distribución de acuerdo a su función. La calificación de líneas de transmisión o de distribución corresponderá
a la Comisión, en base a criterios técnicos proporcionados por el Administrador del Mercado Mayorista
(AMM).
Participantes del Mercado Mayorista: (Reformado
por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007).
Son el conjunto de los agentes del Mercado Mayorista
más el conjunto de las empresas que sin tener esta última condición realizan transacciones económicas en
el Mercado Mayorista, con excepción de los usuarios
del servicio de distribución final sujetos a regulación
de precios.
Media Tensión: (Reformado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Nivel de tensión
superior a mil (1,000) voltios, y menor o igual a sesenta mil (60,000) voltios.
Potencia Contratada: Es la potencia establecida en
un contrato de suministro entre un distribuidor y un
usuario, obligando al distribuidor a tenerla disponible a requerimiento de éste, en cualquier momento. La
potencia contratada da derecho a tener una demanda
máxima de potencia igual a dicho valor suscrito.
Mercado Spot: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es el conjunto de transacciones de compra-venta de electricidad de corto
plazo, no basado en contratos a término.
Potencia de Punta: (Reformado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Para el Mercado
Mayorista, es la demanda máxima horaria de potencia
que se produce en un período anual. Para un distribuidor o gran usuario es su demanda de potencia coincidente con la Potencia de Punta del Sistema Nacional
Interconectado.
Ministerio: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo
Gubernativo No. 68-2007). Es el Ministerio de Energía y Minas.
Nodo de Referencia: (Reformado por el artículo
1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Se establece
como nodo de referencia a la Subestación Guatemala
Sur. Este nodo de referencia podrá ser modificado por
la Comisión.
Potencia Firme: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es la potencia comprometida en contratos para cubrir Demanda Firme.
Potencia Máxima: Es la potencia máxima que una
Unidad Generadora es capaz de suministrar a la red
bajo las condiciones de temperatura y presión atmosférica del sitio en que está instalada.
Normas de Coordinación: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Son las
disposiciones y procedimientos emitidos por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y aprobados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica,
de conformidad con la Ley General de Electricidad,
este Reglamento y el Reglamento del Administrador
del Mercado Mayorista y que tienen por objeto coordinar las actividades comerciales y operativas con la
finalidad de garantizar la continuidad y la calidad del
suministro eléctrico.
Regulación Primaria de Frecuencia: (Reformado
Es la regulación inmediata, con tiempo de respuesta
menor a treinta segundos destinados a equilibrar desbalances instantáneos entre generación y demanda.
Se realiza a base de unidades generadoras equipadas
con reguladores automáticos de potencia.
Normas Técnicas: (Reformado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Son las disposiciones emitidas por la Comisión de conformidad con
Regulación Secundaria de Frecuencia: (Reformado
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Es la acción manual o automática de corregir la producción de una o más unidades generadoras para establecer un desvío de la frecuencia producida por un
desbalance entre generación y demanda, permitiendo a las unidades asignadas a regulación primaria
volver a sus potencias programadas.
Artículo 3.- Responsables de su Aplicación. El Ministerio de Energía y Minas es el órgano del Estado
responsable de aplicar la Ley General de Electricidad
y el presente Reglamento, a través de la dependencia competente y de la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica, salvo cuando sea de competencia exclusiva
de la Comisión, de acuerdo a lo establecido en la Ley
y este Reglamento.
Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es el sistema de transmisión
dimensionado de forma tal de minimizar los costos
totales de inversión, de operación y de mantenimiento y de pérdidas de transmisión, para una determinada configuración de ofertas y demandas.
TITULO II
AUTORIZACIONES
CAPITULO I
Tarifa Residencial de la ciudad de Guatemala: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No.
68-2007). Para los efectos de la aplicación de la Ley y
este Reglamento, se entenderá como tarifa residencial
de la ciudad de Guatemala, a la tarifa de baja tensión
sin medición de demanda de potencia, aplicada en la
ciudad de Guatemala, que defina la Comisión.
AUTORIZACIONES
“Artículo 4.- Solicitud de Autorizaciones. (Reformado por el artículo 2, Acuerdo Gubernativo No.
68-2007). La solicitud para la obtención de las autorizaciones definitivas para plantas de generación hidroeléctrica y geotérmica, transporte y distribución,
será presentada por el interesado al Ministerio, en
original y copia, utilizando formularios que para el
efecto preparará el Ministerio, conteniendo por lo
menos la siguiente información:
Unidad Generadora: Es una máquina utilizada para
la producción de electricidad.
Unidad Generadora Marginal: (Reformado por el
artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Es la
unidad generadora en condiciones de satisfacer un
incremento de demanda, posible de ser despachada
por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM),
de acuerdo con los procedimientos establecidos en su
correspondiente Reglamento”.
a) Identificación del peticionario.
Para las personas naturales: consignar datos personales del solicitante;
Para las personas jurídicas: consignar los datos
de identificación del representante legal, nombre, razón social o denominación de la entidad
solicitante, domicilio y fotocopia legalizada de la
escritura de constitución social y sus modificaciones, si las hubiera. En caso de uniones transitorias, éstos datos se deberán presentar para
todos los integrantes.
CAPITULO II
GENERALIDADES
Artículo 2.- Aplicación. Las disposiciones del presente reglamento se aplican, dentro del marco de la
Ley General de Electricidad, a las actividades de generación, transporte, distribución y comercialización,
que incluye la importación y exportación, de electricidad que desarrollan tanto las personas individuales
o jurídicas con participación privada, mixta o estatal,
independientemente de su grado de autonomía y régimen de constitución.
b) Domicilio y lugar para recibir notificaciones.
Los requisitos deben ser cumplidos tanto por
personas naturales como jurídicas.
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c)
l)
Descripción y planos generales del proyecto,
cuando correspondiera a autorizaciones para la
realización de nuevas obras. Los planos se deberán realizar en la escala y el nivel de detalle que
determine el Ministerio.
El Ministerio podrá requerir información adicional o
requerir ampliaciones sobre los puntos indicados en
las literales anteriores. Este período de información
no podrá extender los plazos previstos en la Ley y
este Reglamento por más tiempo que el que tome el
solicitante para presentar la información requerida.
d) Calendario de ejecución de las obras, cuando
correspondiere.
e)
Presupuesto del proyecto, cuando correspondiere.
f)
Ubicación en un mapa en escala que determine el
Ministerio del área afectada por las obras.
El Ministerio deberá llevar un registro de las solicitudes y otorgamientos de autorizaciones.”
Artículo 5.- Otorgamiento de Autorizaciones Definitivas. Las autorizaciones definitivas serán otorgadas mediante Acuerdo Ministerial en base a la calificación de la solicitud presentada. Previamente a
otorgar la Autorización el Ministerio deberá, en los
casos establecidos en el Título II, capítulos II, III y IV
de este Reglamento, publicar la solicitud por única
vez y a costo de solicitante en el Diario de Centro
América y en uno de los diarios de mayor circulación, y establecer un plazo de ocho días que permita
a otros interesados realizar una manifestación de objeción o de interés en la misma autorización. En caso
de haber más de un interesado, estos deberán hacerlo
saber por escrito al Ministerio y formalizar la solicitud de autorización en la forma prevista en el artículo
4 del Reglamento en un plazo no mayor de 30 días a
partir de la fecha de publicación.
g) Especificación de los bienes de dominio público y particulares que se utilizarán, con la individualización de aquellos con cuyos propietarios
el interesado no ha llegado a un acuerdo directo
de compra o de servidumbre para su utilización,
para cuyo efecto el interesado deberá indicar la
dirección o el lugar en donde puede notificar o
citar en forma personal a tales propietarios o a
sus representantes legales.
h) En el caso de autorizaciones de Servicio de
Distribución Final, delimitación de la zona en la
que se solicita autorización y definición del área
obligatoria de servicio en correspondencia con las
instalaciones existentes y/o nuevas, identificadas
en la solicitud.
i)
Estudio de Evaluación del Impacto Ambiental, aprobado por la entidad ambiental correspondiente.
j)
Para el caso de nuevas instalaciones de transmisión o generación con capacidad mayor a cinco
(5) megavatios, estudios eléctricos que muestren
el impacto sobre el Sistema de Transmisión de
la obra propuesta, de conformidad con lo establecido en las Normas de Estudios de Acceso al
Sistema de Transporte (NEAST), elaboradas por
la Comisión. Para aquellas con capacidad menor
o igual a cinco (5) megavatios, únicamente los estudios eléctricos de flujo de carga.
Para centrales hidroeléctricas o geotérmicas, planes de
exploración, desarrollo y explotación del recurso.
Para el caso que se presenten otros interesados para
la autorización, se deberá realizar un concurso para
seleccionar al adjudicatario. El Ministerio elaborará
los Términos de Referencia para estos concursos, los
cuales deberán adaptarse al tipo de autorización, según lo establecido en el Título II, capítulos II, III y IV
de este Reglamento.
El Ministerio deberá resolver sobre las solicitudes, en
todos los casos, en un plazo no mayor de 60 días a
partir de la fecha de su presentación, de acuerdo a lo
previsto en los artículos 17 a 19 de la Ley.
La Autorización quedará firme a través de la suscripción de un Contrato de Autorización a ser preparado
por el Ministerio. En el mismo quedarán establecidas
las obligaciones que asume el autorizado, las garantías,
k) Planes de Seguridad para las instalaciones de
acuerdo a las Normas sobre cada tema específico,
que emita la Comisión.
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los procedimientos para rescindir, ampliar o extender
la autorización, la duración de la autorización y todo
otro aspecto que el Ministerio considere necesario.
Artículo 9.- Trámite para la determinación de daños y
perjuicios. Cuando las actividades desarrolladas por la
autorización temporal causen daños o perjuicios a los
propietarios, poseedores o tenedores de los bienes, y
ante falta de acuerdo entre las partes, las personas o empresas afectadas informarán al Ministerio, presentando
una solicitud haciendo constar lo siguiente:
Artículo 6.- Las solicitudes para la obtención de autorización temporal serán presentadas por el interesado al Ministerio, en original y copia, utilizando el formulario que para este efecto preparará el Ministerio,
conteniendo la siguiente información:
a) Datos de identificación del afectado.
a) Identificación del peticionario, con los mismos
datos previsto en los párrafos a) y b) del artículo
4 de este Reglamento.
b) Datos de identificación del responsable de los
daños.
c)
b) Tipo de estudio para el que se requiere la autorización temporal y el servicio que prestará.
c)
Descripción y cuantificación de los daños causados.
Dentro de los cinco días siguientes de informado, el
Ministerio a través de la Dirección General de Energía,
verificará y evaluará los daños o perjuicios ocasionados,
pudiendo recurrir con este propósito a un valuador calificado. El Ministerio notificará a las partes el resultado
de la valuación realizada. El causante de los daños deberá pagar el monto determinado por el Ministerio al
afectado más los gastos en que haya incurrido el Ministerio en un plazo no mayor de 30 días.
Plazo para la autorización temporal, la cual no
podrá exceder un año.
d) Ubicación, bienes de dominio público y particulares que se utilizarán.
e) Descripción de los trabajos que se ejecutarán y
como afectarán a los bienes en que se localicen.
En caso de incumplimiento en el pago de los daños o
perjuicios ocasionados, el Ministerio derogará la autorización, y se aplicará lo establecido en la Ley para
estos casos.
Artículo 7.- Otorgamiento de Autorizaciones Temporales. Se podrá otorgar la autorización temporal, a solicitud de cualquier interesado, para el estudio de obras
de transporte y transformación de energía eléctrica que
requieren la autorización, para la realización de obras
de generación que prevean la utilización de recursos hídricos o geotérmicos, cuando la potencia de la central
exceda los 5 Megavatios (MW). La autorización temporal permite efectuar los estudios, mediciones y sondeos
de las obras en bienes de dominio público y en terrenos
particulares, indemnizando a los propietarios de todo
daño y perjuicio causado. El plazo máximo de la autorización temporal será de un año.
CAPITULO II
AUTORIZACIONES PARA TRANSPORTE
Artículo 10.- Transporte de Energía Eléctrica. Se requerirá autorización de transporte de energía eléctrica cuando en el trazado de líneas de transporte y
subestaciones de transformación de electricidad, se
deba hacer uso total o parcial de bienes de dominio
público o se deba imponer servidumbres a particulares. Este requisito subsiste aunque el uso de bienes
de dominio público o la imposición forzosa de servidumbres a particulares se efectúe sólo en una fracción
del trazado de las obras. El cruce de calles, caminos
y carreteras no se considerará para estos efectos uso
de bienes de dominio público. Estas autorizaciones
serán otorgadas por Acuerdo Ministerial.
Artículo 8.- Plazo Máximo para Autorizaciones Temporales. Las autorizaciones temporales serán otorgadas por el Ministerio en un plazo máximo de 60 días de
presentada la solicitud, previa verificación que el interesado ha acompañado todos los antecedentes requeridos
y la publicará, por cuenta del peticionario, en el Diario
Oficial y en un diario de mayor circulación nacional.
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de Seguridad de Presas, las cuales incluirán todos los
aspectos de diseño, auscultación, operación de presas, así como las medidas de seguridad operativa y
planes de emergencia que resulten necesarias para
cumplir estos objetivos.
No es necesario para este tipo de autorizaciones realizar el concurso público entre eventuales interesados.
Artículo 11.- Negación del Uso de Capacidad Disponible de Transporte. La autorización de transporte
podrá ser rescindida si, habiendo capacidad disponible, el autorizado se niega a permitir el uso por parte
de terceros de las instalaciones sujetas a la prestación
del servicio. La verificación de capacidad de línea la
efectuará el Ministerio oyendo a las partes, y teniendo en cuenta la opinión técnica del AMM.
La autorización faculta a su titular para utilizar
bienes de dominio público en el desarrollo de las
obras comprendidas en la que zona en que desarrollará sus actividades, previo permiso de la autoridad competente.
La autorización definitiva del uso de los recursos hidráulicos requiere que el solicitante presente todos
los estudios de impacto ambiental, seguridad de las
instalaciones, planes de emergencia que sean establecidos por la Comisión en las Normas de Seguridad de
Presas, así como en otras Leyes o disposiciones que
regulen estos aspectos.
Artículo 12.- Reserva de Capacidad de Transporte.
Un generador o un usuario de una línea de transporte
del sistema secundario o subestación de transformación puede reservar, mediante contratos, su capacidad
de transporte, para inyectar o retirar energía eléctrica,
cuando estas a su vez hayan sido comprometidas por
contrato. En ese caso, en tanto ese generador o usuario no ocupe físicamente la línea o subestación, la podrá ocupar otro, pagando el peaje correspondiente.
Cuando las características del curso de agua lo requieran, o cuando haya varias presas en el mismo río,
o haya uso no energéticos del agua, el Ministerio incluirá las reglas de Manejo del Agua específicas para
cada caso.
Artículo 13.- Rescisión del Contrato de Autorización. El Contrato de Autorización deberá incluir
una cláusula de rescisión del mismo para cuando el
Transportista exceda el límite de penalizaciones previsto en este Reglamento. La rescisión del contrato
producirá la terminación de la autorización.
La obligación de respetar estas Normas deberá establecerse en el Contrato de Autorización, su incumplimiento implica la rescisión del mismo.
CAPITULO III
Artículo 15.- Mecanismo de Concurso. En caso que
se presenten varios interesados para solicitar la autorización definitiva para construir una central hidroeléctrica en un mismo emplazamiento, los mismos deberán competir por obtener la explotación
del recurso hídrico en los términos previstos en el
artículo 5 de este Reglamento. Para esta situación, se
utilizarán los Términos de Referencia que elaborará
el Ministerio. Una vez concedida la autorización, la
misma tendrá carácter de exclusivo. Se deberá firmar
un Contrato de Autorización, el que debe incluir un
programa de ejecución de las obras, así como la aceptación por parte del interesado del cumplimiento de
todas las Normas de Seguridad de Presas, y de reglas
de Manejo del Agua, y la aceptación que el incumplimiento de las mismas conllevará la rescisión del
Contrato. La rescisión del contrato producirá, en todos los casos, la terminación de la autorización.
AUTORIZACIONES PARA CENTRALES
GENERADORAS
Artículo 14.- Centrales Hidroeléctricas. Se requerirá
de autorización para la utilización de recursos hidráulicos que se ocupen para generación de electricidad,
cuando la potencia de la central exceda 5 Megavatios
(MW). Cualquiera sea la potencia, cuando para la
construcción de la central se requieran de obras de
embalse que puedan afectar el régimen hidrológico
de un río o la seguridad de personas y bienes ubicados aguas abajo, se requerirá que la construcción
y operación de las instalaciones se adecue a lo que
establezca la Comisión al respecto.
Para garantizar la protección de las personas, sus derechos y bienes, la Comisión elaborará las Normas
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Artículo 16.- Centrales Geotérmicas. Se requerirá autorización para la utilización de recursos geotérmicos
que se ocupen para la generación de energía eléctrica,
cuando la potencia instalada exceda los 5 Megavatios (MW). Las autorizaciones serán definidas para el
área específica solicitada. Las autorizaciones temporales para estudios se otorgarán para áreas de hasta
un máximo de 10,000 kilómetros cuadrados (Km2 ), y
cuando sean de tipo definitivo, para hasta un máximo de 100 kilómetros cuadrados (Km2). En las autorizaciones definitivas se procurará incluir en el área
autorizada a un sólo reservorio geotérmico de acuerdo con lo que técnicamente demuestren los estudios.
las instalaciones de los Distribuidores; así como: su respectivo costo y los beneficios por la mejora en la calidad
del servicio de distribución y por la reducción de pérdidas. Los costos de las ampliaciones, modificaciones,
línea de transmisión y equipamiento necesarios para
llegar al punto de conexión con la red de distribución,
estarán a cargo del Generador Distribuido Renovable.
La Comisión emitirá las disposiciones generales y la
normativa para regular las condiciones de conexión,
operación, control y comercialización de la Generación Distribuida Renovable, incluyendo los pagos o
créditos por concepto de peaje y por ahorro de pérdidas, según corresponda y en lo aplicable, de conformidad con la Ley y este Reglamento.
Varios interesados pueden solicitar la autorización definitiva de explotación de una misma área. Para esta
situación, el Ministerio elaborará los Términos de Referencia para la Adjudicación de Autorizaciones de
Explotación de Recursos Geotérmicos. Una vez concedida la autorización, la misma tendrá carácter de
exclusivo en el área especificada. Se deberá elaborar
el Contrato de Autorización, el cual debe incluir una
programación adecuada de los planes de exploración,
y en caso que estas produzcan un resultado satisfactorio, del desarrollo y explotación del recurso que garantice su aprovechamiento óptimo tomando en cuenta el
potencial estimado del campo geotérmico. Las áreas
autorizadas en forma definitiva no podrán traslaparse.
Para el caso que se opere sin contratos, el Distribuidor
podrá constituirse en comprador de la electricidad
producida por el Generador Distribuido Renovable
cumpliendo los requisitos establecidos en la Ley y la
remuneración de la energía tendrá un valor máximo
igual al Precio de Oportunidad de la Energía en el
Mercado Mayorista y se considerarán las reducciones
efectivas de pérdidas.”
CAPITULO IV
SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN
FINAL DE ELECTRICIDAD
En caso que un autorizado desista de la explotación
del recurso porque el mismo no resulta económicamente conveniente, deberá informarlo inmediatamente al Ministerio, a fin de cancelar la autorización. El
abandono del área en que se establece la autorización
será interpretada como equivalente a desistir al uso del
recurso geotérmico y una renuncia de la autorización.
Artículo 17.- Servicio de Distribución Final. Se requerirá autorización para instalar y operar redes de
distribución con carácter de Servicio de Distribución
Final. La autorización faculta al titular a usar bienes
de dominio público en el área de la autorización y a
imponer servidumbres a particulares de acuerdo a lo
establecido en la Ley, para el desarrollo de las obras de
distribución.
“Artículo 16 bis.- Desarrollo de la Generación Distribuida Renovable. (Adicionado por el artículo 3,
Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Los Distribuidores están obligados a permitir la conexión a sus instalaciones y a efectuar las modificaciones o ampliaciones
necesarias para permitir el funcionamiento del Generador Distribuido Renovable, para lo cual deberá determinar la capacidad del punto de conexión y las ampliaciones necesarias de sus instalaciones. Previo a su
autorización, la Comisión evaluará la pertinencia del
alcance de las modificaciones y de las ampliaciones de
En todos los casos la autorización para un Servicio de
Distribución Final deberá otorgarse por el régimen de
concurso público previsto en el artículo 20 de la Ley
y lo estipulado en el artículo 5 de este Reglamento,
referente a concurso público.
El Ministerio podrá de oficio iniciar procesos para adjudicar autorizaciones para el Servicio de Distribución Final.
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a) Los adjudicatarios incurrieran en cualquiera de
las causales establecidas en la Ley; o
Artículo 18.- Grandes Usuarios. Los Grandes Usuarios no requerirán autorización y estarán facultados a
contratar el suministro de electricidad con un Generador o Comercializador. En este caso deberán pagar
un Peaje al Distribuidor, de acuerdo a lo establecido
en este Reglamento. El Distribuidor dejará de ser responsable del suministro al consumidor cuando se
produzcan racionamientos por insuficiencia de generación en el Mercado Mayorista.
b) Por rescisión del contrato de autorización en
virtud de incumplimiento del adjudicatario de
cualesquiera de las obligaciones impuestas por el
mismo.
Articulo 23.- Continuidad del Servicio de Transporte
En caso de terminación de la autorización de servicio
de transporte, el adjudicatario deberá continuar prestando el servicio hasta que se hayan tomado las medidas necesarias para asegurar la continuidad del mismo.
Artículo 19.- Reducción de Límite del Servicio de
Distribución Final. El Ministerio podrá en el futuro
reducir el límite de 100 Kilovatios (kW) para contratar el suministro con Generadores o Comercializadores, pudiendo incluso llevarlo a cero. Deberá avisar
de esta reducción con dos años de anticipación, a fin
de permitir a los Distribuidores adecuar sus contratos
de potencia firme.
Artículo 24.- Continuidad del Servicio. En cualquier
caso de terminación de una autorización, sea ésta de
generación, distribución final o transporte, el titular
de la autorización terminada deberá garantizar la
continuidad del servicio, y que se de cumplimiento
al artículo 57 de la Ley, lo cual deberá incluirse en
el contrato de autorización. En consecuencia, no podrán suspender la prestación del servicio de que se
trate hasta que se hayan tomado las medidas necesarias para tal efecto. El titular será responsable de los
daños y perjuicios que cause por incumplimiento de
esta obligación.
CAPITULO V
TERMINACIÓN Y TRANSFERENCIA
DE AUTORIZACIONES
Artículo 20.- Terminación de las Autorizaciones. Las
autorizaciones a que se refiere el presente reglamento
terminan por cualquiera de las siguientes causas:
Artículo 25.- Renuncia a Autorizaciones. La renuncia a una autorización deberá hacerse por escrito ante
el Ministerio. En dicho documento el titular explicará las razones que, a su juicio, justifican la renuncia.
El Ministerio procederá a calificar dichas razones y,
en un plazo no mayor de 60 días, resolverá sobre la
procedencia o improcedencia de la misma. Durante
dicho plazo, el Ministerio solicitará a la Comisión y
al Administrador del Mercado Mayorista que dictaminen al respecto. Tales dictámenes deberán indicar
el impacto que la renuncia tendrá en el sistema eléctrico nacional, así como las medidas que, en su criterio, sean necesarias a efecto de minimizar el impacto
y garantizar la continuidad del servicio, en caso de
aceptarse la renuncia.
a) Rescisión del contrato de autorización, por incumplimiento del adjudicatario de cualquiera de
las obligaciones impuestas por el mismo;
b) Vencimiento del plazo;
c) Renuncia del adjudicatario, previamente calificada por el Ministerio.
Artículo 21.- Otras Causas de Finalización de la Autorización del Servicio de Distribución Final. La
autorización de Servicio de Distribución Final termina, además de las causales establecidas en el artículo
anterior, por las establecidas en el artículo 55 de la
Ley, así como cuando el valor acumulado anual de las
multas, por faltas en la calidad de servicio, superen el
límite que se establezcan en las Normas Técnicas del
Servicio de Distribución (NTSD).
En la resolución que apruebe la renuncia se deberán
indicar las medidas que el titular deberá tomar a fin
de garantizar la continuidad del suministro. Mientras
no se hayan tomado dichas medidas, la renuncia no
producirá efecto.
Articulo 22.- Otras Causas de Finalización de la Autorización del Servicio de Transporte. La autorización de Servicio de Transporte termina cuando:
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dos privativos, cuya función será la determinación de
los precios y calidad de la prestación de los servicios
de transporte y distribución de electricidad sujetos a
autorización, controlar y asegurar las condiciones de
competencia en el Mercado Mayorista, así como todas las demás responsabilidades que le asigna la Ley
y este Reglamento.
Contra la resolución que deniegue la renuncia cabrá
el recurso de reposición, de conformidad con la Ley
de la materia.
Artículo 26.- Transferencia de las Autorizaciones.
Para transferir una Autorización se deberá contar con
la autorización del Ministerio. Previo al otorgamiento
de la transferencia, el autorizado deberá presentar al
Ministerio una solicitud, en la cual se indiquen la información de la persona individual o jurídica a la cual
se traspasará la autorización, junto con el proyecto de
acuerdo entre las partes para el traspaso. El nuevo
autorizado deberá cumplir con todos los requisitos
legales que contempla la Ley y este Reglamento para
prestar los servicios correspondientes.
Artículo 30.- Designación de los Miembros de la Comisión. La Comisión estará integrada por tres miembros que serán nombrados en la forma establecida en
el artículo 5 de la Ley. Para la determinación de las
ternas que serán propuestas al Organismo Ejecutivo
se seguirán los siguientes procedimientos:
a) 90 días antes de la fecha en que vence el período
para el cual fueron nombrados los miembros
de la Comisión, el Ministerio realizará una convocatoria pública, en dos diarios de mayor
circulación, para la designación de las ternas, de
conformidad con el artículo 5 de la Ley. Dicha
convocatoria indicará el lugar y hora en que
deben reunirse.
Artículo 27.- Plazos para autorizar la transferencia.
Una vez presentada la solicitud de transferencia al
Ministerio, con toda la información requerida, éste
tendrá un plazo de dos meses para autorizar o no la
transferencia. Si vencido este plazo el Ministerio no
se ha pronunciado, se entenderá dada la aprobación
para la transferencia. En todo caso el Ministerio no
podrá negar la transferencia infundadamente.
b) Los rectores de las universidades del país se
reunirán en el lugar y fecha indicados por el
Ministerio en su convocatoria. Las siguientes
reuniones, si las hubiera, deberán realizarse en el
lugar que fijarán de común acuerdo.
Artículo 28.- Formalización de la transferencia. La
autorización de transferencia se hará en los mismos
términos legales que se utilizan para el otorgamiento
de autorización, incluyendo un Contrato de Autorización, en los mismos términos que el celebrado con el
autorizado anterior. El cedente será responsable de que
en ningún momento se comprometa la continuidad del
servicio cuya autorización se pretenda transferir.
c)
TITULO III
COMISIÓN NACIONAL DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
Los agentes del Mercado Mayorista se reunirán
en la sede del Administrador del Mercado Mayorista, en la fecha indicada por el Ministerio en su
convocatoria.
d) Los rectores de las universidades resolverán por
mayoría simple de los presentes. Para que las
decisiones sean válidas, deben estar presentes al
menos la mitad más uno de los rectores. En caso
de no lograrse el quórum necesario, los rectores
se reunirán el día siguiente, y podrán tomar las
decisiones con el número que comparezca.
CAPITULO I
INTEGRACION Y FUNCIONES
e) Los agentes del Mercado Mayorista estarán
representados por cuatro personas designadas por
cada una de las organizaciones acreditadas ante el
Ministerio, en que se agrupen, por actividad, los
generadores, transportistas, comercializadores
Artículo 29.- Funciones. La Comisión Nacional de
Energía Eléctrica, en adelante la Comisión, será un
órgano técnico del Ministerio. La Comisión tendrá independencia funcional, su propio presupuesto y fon-
30
Artículo 32.- Uso del presupuesto. El presupuesto
será utilizado por la Comisión para su funcionamiento, contratación de estudios, asesoría técnica y en la
elaboración de los documentos que le encarga este
Reglamento. Para el desempeño de sus funciones, la
Comisión podrá tener hasta un máximo de 18 personas como personal permanente
y distribuidores. Para efectos de este artículo, los
importadores y exportadores se considerarán
como parte del gremio de los comercializadores.
Cada representante tendrá tres votos, dichos
votos podrán ser repartidos en la forma en que
cada representante estime conveniente, incluso
dándoselos todos a un solo candidato. Los tres
candidatos que obtengan el mayor número
de votos integrarán la terna que se propondrá
al Ejecutivo. El proceso de postulación no se
interrumpirá por el hecho de que una o más de las
actividades no logren unificar su representación.
Si hubiere empate entre dos o más personas para
determinar el tercer candidato, se realizará una
segunda vuelta únicamente entre los candidatos
con igual número de votos.
f)
Artículo 33.- Elaboración del presupuesto. A más
tardar el 30 de noviembre de cada año la Comisión
deberá aprobar su presupuesto para el año siguiente.
La remuneración de los miembros y su personal permanente, será determinada por la Comisión, basada
en valores competitivos y de mercado para el tipo de
actividad realizada.
El presupuesto de ingresos y egresos de la Comisión
para el año que inicia y la ejecución del presupuesto
del año anterior, debidamente auditada por un auditor externo, deberán ser publicados en el Diario Oficial, durante los primeros sesenta días de cada año.
Las ternas de candidatos deberán ser entregadas
al Ministerio a más tardar quince días antes de la
expiración del plazo para la designación de los
miembros de la Comisión.
Artículo 34.- Integración de los aportes. Las empresas
distribuidoras deberán entregar sus aportes mensuales
antes del último día hábil de cada mes. El no pago de los
aportes, en la forma y tiempos establecidos en este reglamento, será penalizado con una multa igual al monto de las cuotas no pagadas. Lo anterior, sin perjuicio de
iniciar las acciones judiciales de cobro pertinentes.
Para efectos de lo estipulado en el artículo 5 de la
Ley, se entenderá por “No tener relación con empresas asociadas al subsector eléctrico regulado por esta
Ley”, el hecho de tener participación accionaria, interés comercial o relación laboral con alguna de dichas
entidades.
Artículo 35.- Presidencia de la Comisión. El Presidente de la Comisión será designado en el acuerdo
gubernativo en el que se designen sus miembros. El
Presidente ejercerá funciones ejecutivas y estará autorizado a firmar contratos relacionados con el funcionamiento de la Comisión.
Artículo 31.- Presupuesto de la Comisión. El presupuesto de la Comisión será cubierto con los aportes
anuales que efectuarán las empresas autorizadas de
distribución de electricidad y las multas que la Comisión perciba de acuerdo a lo establecido en la Ley y
este Reglamento. Para efecto de cuantificar las ventas
finales de las distribuidoras, se incluirán las ventas a
Grandes Usuarios. El aporte será el 0.3% de las ventas finales. Las empresas distribuidoras deberán informar a la Comisión antes del 31 de octubre de cada
año de sus proyecciones de ventas para el próximo
año. En base a estas proyecciones la Comisión elaborará su presupuesto anual.
Artículo 36.- Reglamento interno. La Comisión establecerá en su reglamento interno las normas para su
funcionamiento, el cual deberá estar publicado en un
plazo no mayor de 6 meses luego de su constitución,
el cual será aprobado mediante Acuerdo Ministerial.
Artículo 37.- Comunicación de la designación de los
miembros. Las comunicaciones de la designación de
los miembros de la Comisión, así como las de renovación y sustitución, deberán ser efectuadas por Acuerdo Gubernativo.
El monto de aporte para cada contribuyente será
notificado por escrito, por la Comisión, antes del 31
de diciembre de cada año, y será pagado en cuotas
mensuales.
31
TITULO IV
EL MERCADO MAYORISTA
TITULO V
SISTEMA DE TRANSPORTE
CAPITULO I
CAPITULO I
GENERALIDADES
CARACTERÍSTICAS GENERALES
Artículo 38.- Reglamento Específico del Administrador del Mercado Mayorista. El Ministerio deberá
elevar al Organismo Ejecutivo en un plazo máximo
de 5 meses, a partir de la fecha de publicación de
este reglamento, el Reglamento Específico que regule
el funcionamiento del Administrador del Mercado
Mayorista. El mismo deberá incluir tanto las regulaciones relativas a la metodología de funcionamiento,
como a la organización del Administrador del Mercado Mayorista, sus funciones, obligaciones y mecanismos de financiamiento. Así como todo lo relativo
al funcionamiento y coordinación del Mercado Mayorista (MM).
Artículo 40.- Actividad de transporte de energía eléctrica. El Servicio de Transporte de Energía
Eléctrica (STEE), es la actividad, sujeta a Autorización, que tiene por objeto vincular eléctricamente a
los Generadores con los Distribuidores o Grandes
Usuarios, y puntos de interconexión con los sistemas
eléctricos de países vecinos, utilizando instalaciones
propiedad de transportistas u otros agentes del MM.
Artículo 41.- Agentes Conectados al SNI utilizando
Instalaciones de un Distribuidor. Cuando Distribuidores, Generadores o Grandes Usuarios se conecten
al SNI usando instalaciones de un distribuidor, no
se considerará por este hecho al Distribuidor como
transportista, ni sus instalaciones formando parte del
Sistema principal o secundario. En este caso es de
aplicación lo estipulado en el artículo siguiente.
“Artículo 39.- Agentes del Mercado Mayorista. (Reformado por el artículo 4, Acuerdo Gubernativo
No. 68-2007). Son Agentes del Mercado Mayorista los
generadores, comercializadores, distribuidores, importadores, exportadores y transportistas, que cumpla con los siguientes límites:
a.
Artículo 42.- Función de transportista. Todo Distribuidor que dentro de sus instalaciones tenga conectados
a Grandes Usuarios, Generadores u otros Distribuidores, deberá prestar a estos el servicio de transporte,
en las condiciones de este Reglamento. A este servicio
se le denominará Función de Transportista.
Generadores: tener una Potencia Máxima mayor
de cinco megavatios (5 MW);
b. Comercializadores: comprar o vender bloques de
energía asociados a una Oferta Firme Eficiente o
Demanda Firme de por lo menos dos megavatios
(2 MW). Los mismos límites se aplicarán a los
importadores y exportadores;
c.
Artículo 43.- Aplicación de Normas al Servicio de
Transporte de Energía Eléctrica. Todo propietario de
instalaciones dedicadas a la prestación del Servicio
del Transporte de Energía Eléctrica (STEE), ya sea
que corresponda al sistema principal como al secundario, estará sujeto a las normas establecidas en este
Reglamento para los transportistas.
Distribuidores: tener un mínimo de quince mil
(15,000) usuarios;
d. Transportistas: tener capacidad de transporte
mínima de diez megavatios (10 MW)
Artículo 44.- Registro de transportistas y sus instalaciones. La Comisión deberá identificar y mantener actualizada la lista de todas las instalaciones
del STEE en el Sistema Principal y Secundario. Y de
todos los prestadores de la Función de Transportista, así como los puntos de interconexión entre Gene-
Tales límites serán revisados periódicamente y podrán ser modificados por el Ministerio, a fin de acomodarse a la realidad de los mercados eléctricos.”
32
y los estudios que debe realizar y presentar cada
agente del MM o Gran Usuario, que decida realizar
nuevas instalaciones o ampliar existentes que impliquen una modificación de la potencia intercambiada.
Las NTAUCT, deberán ser elaboradas y entrarán en
vigencia ocho meses después de estar constituida la
Comisión.
radores, Distribuidores, Grandes Usuarios con los
prestadores del STEE o la función de transportistas
según corresponda.
Las instalaciones del Sistema Principal por vincularse
entre si y con la generación interconectada a los principales centros de consumo, son los que pueden considerarse de uso común por los generadores del MM.
“Artículo 48.- Solicitud de Acceso a la Capacidad de
Transporte. (Reformado por el artículo 5, Acuerdo
Gubernativo No. 68-2007).Todo nuevo usuario del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica (STEE), que requiera el acceso a la capacidad de transporte existente
deberá presentar una solicitud a la Comisión.
Artículo 45.- Normas técnicas para el transporte. La
Comisión deberá elaborar en un plazo máximo de
ocho meses posteriores a su constitución, las Normas
Técnicas de Diseño y Operación del STEE, las cuales
contendrán todas las normas técnicas y operativas
que garanticen la seguridad de las instalaciones y la
calidad del servicio.
La solicitud
información:
Artículo 46.- Información de Efectos Adversos al
Sistema de Transporte de Energía Eléctrica. Los
Transportistas deberán informar al AMM y a la Comisión si alguna instalación, propia o de terceros produjera o pudiera producir un efecto adverso sobre el
STEE.
deberá
contener
la
siguiente
a) Descripción de las características técnicas de
las instalaciones del generador o usuario y las
de vinculación con el Servicio de Transporte de
Energía Eléctrica (STEE).
b) Fecha en la que prevé poner en servicio sus
nuevas instalaciones.
En caso que la Comisión, con el asesoramiento del
AMM, convalide el criterio del transportista, este tendrá derecho a requerir la realización de las medidas
correctivas o preventivas necesarias para asegurar la
continuidad y calidad del servicio.
c)
Demanda o generación que prevé serán intercambiadas en el punto de conexión, para un período de cuatro (4) años.
d) Estudios del efecto de su conexión sobre el Sistema
de Transporte de acuerdo a lo especificado en
las Normas Técnicas de Acceso y Uso de la
Capacidad de Transporte (NTAUCT).
Si las características del efecto adverso fueran tales
que pusieran en peligro la seguridad del personal,
los equipos o la continuidad del servicio, el Transportista, podrá bajo su responsabilidad, previo aviso
al AMM desenergizar a las instalaciones que ocasionen el problema hasta tanto la Comisión dictamine
al respecto.
e) Constancia de la presentación a la entidad ambiental correspondiente de los estudios ambientales requeridos, de acuerdo a los requisitos para
cada tipo de instalación”.
CAPITULO II
“Artículo 49.- Evaluación de la solicitud. (Reformado por el artículo 6, Acuerdo Gubernativo No.
68-2007). La Comisión, con el asesoramiento del
Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y el
transportista involucrado evaluará la solicitud y autorizará la conexión, pudiendo condicionar la misma
a la realización de inversiones adicionales para corregir los efectos negativos que pudiere ocasionar su
conexión.
ACCESO A LA CAPACIDAD DE
TRANSPORTE EXISTENTE
Artículo 47.- Normas para el acceso a la capacidad
de transporte. La Comisión, con el asesoramiento
del AMM elaborará las Normas Técnicas de Acceso y
Uso de la Capacidad de Transporte (NTAUCT). Este
documento incluirá los requisitos que debe cumplir
33
Previo a la aprobación de la solicitud, el interesado deberá presentar ante la Comisión la constancia de la aprobación de los estudios ambientales respectivos, emitida
por parte de la entidad ambiental correspondiente.
d) Estudios técnicos que permitan verificar que las
instalaciones propuestas se adecuen a las Normas
Técnicas de Diseño y Operación del Servicio de
Transporte de Energía Eléctrica (STEE).
Si la Comisión no resolviera sobre la solicitud en sesenta (60) días, la misma se dará por aprobada. En
este caso la Comisión asumirá la responsabilidad
ante efectos negativos que hubieran sido advertidos
por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM)
o el transportista.
e) Estudios eléctricos que evalúen el efecto de
las nuevas instalaciones sobre los sistemas de
transporte existentes, de acuerdo a las Normas
Técnicas de Acceso y Uso de la Capacidad de
Transporte (NTAUCT).
f)
La Comisión deberá verificar previo a la autorización
para la conexión del solicitante, que se han realizado
todas las inversiones requeridas, y negarla hasta tanto las mismas se concreten. Los costos de verificación
estarán a cargo del solicitante.”
Para las ampliaciones que se realicen como resultado
del Plan de Expansión del Sistema de Transporte, las
Bases de Licitación indicarán los requisitos que deben
cumplir los interesados y los que resulten adjudicados.
CAPITULO III
AMPLIACIONES A LA CAPACIDAD DE
TRANSPORTE
La Comisión estudiará la solicitud y decidirá sobre
la autorización, pudiendo en todos los casos condicionar la misma a la realización de modificaciones al
proyecto a fin de adecuarlo al cumplimiento de las
Normas Técnicas de Diseño y Operación del Transporte, vigentes. Autorizada la ampliación, el interesado previo a la ejecución de la obra deberá obtener la
aprobación de los estudios ambientales, emitida por
parte de la entidad ambiental correspondiente.”
“Artículo 50.- Modalidad para las ampliaciones.
(Reformado por el artículo 7, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007).La construcción de nuevas líneas o
subestaciones del Servicio de Transporte de Energía
Eléctrica (STEE) se realizará a través de las siguientes
modalidades:
a) Por Acuerdo entre Partes.
b) Por Iniciativa Propia.
c) Por Licitación Pública.”
Artículo 52.- Propiedad de las Instalaciones de la
Ampliación. Las instalaciones de una ampliación
dedicada al STEE podrán:
“Artículo 51.- Solicitud de ampliación. (Reformado por el artículo 8, Acuerdo Gubernativo No. 682007). En las modalidades a) y b) del artículo anterior,
los interesados que requieran la ampliación deberán
presentar a la Comisión la solicitud de autorización,
la cual deberá contener como mínimo la siguiente
información:
a) Ser propiedad de un Transportista existente por
ampliación de sus instalaciones,
b) Ser propiedad de una Empresa que se constituya
a los efectos de construir y operar redes de
transmisión,
c)
a) Identificación e información de los solicitantes.
b) Modalidad de la ampliación.
c)
La información adicional requerida en el artículo
48 y la que corresponda a la modalidad de la
ampliación elegida, descritas en los artículos 52 y
53 de este Reglamento.
Descripción de las instalaciones que prevén
incorporar.
34
Ser propiedad de Generadores, Grandes Usuarios
o Distribuidores que prestan el servicio de Distribución Final que construyen sus propias líneas,
correspondientes al Sistema Secundario, para conectarse al SNI. Esas líneas pueden, por decisión
de los constructores, ser entregadas en operación o
en propiedad a transportistas existentes,
d) Las mismas opciones pueden utilizarse para
construir líneas de interconexión internacional.
caso, así como los requisitos que deberán cumplir
para obtener la o las autorizaciones.”
Las normas técnicas que emitirá la Comisión respecto
a la expansión del transporte establecerán el procedimiento que los interesados deberán seguir en cada
caso, así como los requisitos que deberán cumplir
para obtener las autorizaciones.
“Artículo 54.- Órgano Técnico Especializado y Plan
de Expansión del Sistema de Transporte. (Adicionado por el artículo 10, Acuerdo Gubernativo No.
68-2007).El Ministerio en un plazo de doce (12) meses
contados a partir de la entrada en vigencia del presente Acuerdo deberá crear un Órgano Técnico Especializado facultado para elaborar el Plan de Expansión del Sistema de Transporte. El Ministerio través
de ese órgano, con participación de las instituciones
que intervienen en el sub-sector eléctrico, elaborará el
Plan de Expansión del Sistema de Transporte.
“Artículo 53.- Ampliación por Acuerdo entre
Partes y por Iniciativa Propia. (Reformado por el
artículo 9, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Para
las ampliaciones por acuerdo entre partes y por
iniciativa propia los interesados construyen, operan
y mantienen instalaciones destinadas a transmisión
eléctrica y pueden acordar con un transportista la
propiedad, el precio y las condiciones de pago de los
costos de construcción, operación y mantenimiento
de nuevas instalaciones.
El Plan de Expansión del Sistema de Transporte deberá elaborarse cada dos (2) años y cubrir un horizonte
de estudio mínimo de diez (10) años; debiendo considerar los proyectos de generación en construcción
y aquellos que presenten evidencias que entrarán en
operación dentro del horizonte de estudio indicado.
Las instalaciones realizadas por estas modalidades serán consideradas como pertenecientes al Sistema Secundario. La Comisión en un plazo no mayor de sesenta
(60) días deberá resolver sobre la procedencia o improcedencia de la autorización para la construcción de nuevas instalaciones, el que comenzará computarse a partir
de que la solicitud haya cumplido con la presentación
de todos los requisitos establecidos por la Comisión. En
el caso de una nueva empresa de transporte, la misma
previamente a su operación deberá obtener la respectiva autorización por parte del Ministerio.
Para la elaboración del referido Plan de Expansión, se
contará con la asesoría técnica del Administrador del
Mercado Mayorista (AMM), que consistirá en realizar
los estudios técnicos y proporcionar la información
necesaria que se le solicite para modelar el comportamiento del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica
(STEE), incluyendo las características del sistema de
transporte existente y sus restricciones. El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) deberá presentar ante
el órgano técnico la información antes del uno (1) de mayo
del año al cual corresponda la elaboración del Plan.
La Comisión podrá condicionar la autorización a
la realización de obras complementarias que eviten
efectos negativos para las instalaciones existentes del
Servicio de Transporte de Energía Eléctrica (STEE).
La puesta en funcionamiento de estas instalaciones
podrá ser condicionada a la efectiva realización de
las obras complementarias requeridas.
El Órgano Técnico especializado definirá el escenario
de expansión de la generación e interconexiones internacionales que estime más probables, oyendo a los generadores existentes y a los interesados en desarrollar
centrales. Cualquier Participante del Mercado Mayorista podrá solicitar la inclusión de obras de transmisión para que sean consideradas dentro de dicho Plan,
debiendo presentar los estudios que demuestren los
beneficios que obtendría el Servicio de Transporte de
Energía Eléctrica (STEE) y el conjunto de operaciones
del Mercado Mayorista por su realización.
Previa conexión al Servicio de Transporte de Energía
Eléctrica (STEE), la Comisión podrá contratar la asesoría
o consultoría necesaria para la supervisión, verificación y
aceptación de las nuevas instalaciones y sus obras complementarias, con cargo al propietario de las instalaciones.
La Comisión emitirá las normas técnicas relativas a
la expansión del transporte y establecerá los procedimientos que los interesados deberán seguir en cada
El Plan de Expansión del Sistema de Transporte, independientemente del nivel de tensión, deberá cumplir
35
c)
con los criterios, metodologías y definiciones establecidos en la Norma Técnica de Transmisión –NTT- que
emita la Comisión; debiendo considerar el suministro
eléctrico necesario para satisfacer la demanda futura
del sistema, minimizando:
Beneficios aportados al conjunto de operaciones
del Mercado Mayorista.
d) Congruencia con la política energética del país.
e)
a) El costo total actualizado de inversión y operación
de las obras de transmisión que se deban ejecutar,
incluyendo las pérdidas en las líneas.
Tratados internacionales de integración energética.
Quedan excluidas del Sistema Principal las obras de uso
privativo. Las obras que sean identificadas como parte
del Sistema Principal y necesarias para los primeros dos
(2) años deberán licitarse en forma obligatoria.
b) Los costos variables de la operación de las
centrales generadoras existentes y futuras, pero
no sus costos de inversión ni sus costos fijos de
operación y mantenimiento.
La Comisión dentro de los siguientes tres (3) meses de
haberse definido de las obras de ejecución obligatoria
por medio de licitación, elaborará las bases para que se
lleve a cabo la Licitación Pública abierta y las remitirá
al Ministerio para su aprobación. El Ministerio tendrá
un (1) mes para la aprobación final de las bases y un
período de seis (6) meses para llevar a cabo la licitación.
El Plan será elaborado antes del treinta (30) de septiembre del año que corresponda y su resultado será
presentado a la Comisión y al Administrador del
Mercado Mayorista (AMM), durante la primera semana de octubre; entidades que podrán formular
sus observaciones dentro de los treinta (30) días calendario siguientes; pudiendo el Órgano Técnico especializado, dentro de los siguientes quince (15) días
calendario, aceptarlas o rechazarlas, debiendo en este
último caso, sustentarlo mediante estudios técnicos y
económicos especializados.
Las bases de licitación incluirán los criterios y procedimientos para calificar el canon del período de amortización y para la adjudicación de la licitación. Los Interesados que se presenten a esta Licitación deberán especificar
el canon que esperan recibir por la construcción y operación y mantenimiento de las instalaciones. La Comisión
previo a la adjudicación final, determinará sobre la procedencia o improcedencia en cuanto al valor de canon
que se pretenda trasladar a tarifas. El Ministerio con base
a lo que determine la Comisión, podrá declarar desierta
la licitación, por no convenir a los intereses del país. La
adjudicación conlleva el otorgamiento de la autorización
como Transportista en caso sea necesario, debiendo el
adjudicatario cumplir con todos los requisitos de Ley.
Una vez concluido el proceso de elaboración del Plan,
el mismo deberá ser publicado por el Ministerio, en
la primera quincena de enero del año siguiente.“
“Artículo 54 Bis.- Ampliación por Licitación Pública. (Adicionado por el artículo 11, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Dentro de los siguientes dos (2)
meses de publicado el Plan de Expansión del Sistema
de Transporte, la Comisión determinará las obras que
formarán parte del Sistema Principal, de conformidad con lo establecido en la Ley, este Reglamento, el
informe que al efecto le presente el Administrador
del Mercado Mayorista (AMM), y tomando en cuenta
los criterios de:
La Comisión podrá contratar la asesoría o consultoría
necesaria para la supervisión, verificación y aceptación de las nuevas instalaciones y sus obras complementarias, previa conexión al Servicio de Transporte
de Energía Eléctrica (STEE), con cargo al adjudicado.”
CAPITULO IV
a) Uso o función especifica de la o las obras de
transmisión independientemente del nivel de
tensión.
SISTEMA DE PEAJE PARA EL STEE
b) Garantía de libre acceso al Servicio de Transporte
de Energía Eléctrica (STEE).
“Artículo 55.- Cálculo del Peaje. (Reformado por
el artículo 12, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007).
El Transportista recibirá anualmente por sus instala36
ciones dedicadas al Servicio de Transporte de Energía
Eléctrica (STEE), dividido en doce pagos mensuales
y anticipados, una remuneración denominada Peaje,
libremente acordada por las partes. En caso de que
no hubiere acuerdo entre el Transportista y el Usuario del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica
(STEE), la Comisión establecerá el peaje máximo sobre la base de los siguientes conceptos:
•
La anualidad de la inversión de las instalaciones
de un Sistema de Transmisión Económicamente
Adaptado, considerando un factor de recuperación de capital obtenido con la tasa de actualización establecida por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, de conformidad con la Ley General
de Electricidad y una vida útil de treinta (30) años.
•
Los costos anuales de operación, mantenimiento
y administración, que serán como máximo el
3% del costo total de la inversión mencionada
en el párrafo anterior. Este porcentaje podrá
ser modificado por la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica, sobre la base de estudios
técnicos.
a)
b)
c)
y el Transportista, el que será pagado por los
primeros. Los sistemas secundarios estarán
sujetos al libre acceso previo el pago de los
peajes correspondientes.
Para instalaciones construidas por la modalidad de Licitación Pública, el Peaje tendrá
dos períodos de remuneración:
Período de Amortización: En el cual Transportista recibirá como única remuneración el
canon anual, el cual será pagado a prorrata
de la Potencia Firme y se dividirá en doce
(12) cuotas iguales a ser pagadas en forma
mensual.
Período de Operación: Será el período posterior al de amortización, en el cual el Transportista recibirá exclusivamente el peaje que
corresponda al Sistema Principal de Transporte, aprobado por la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica.
d)
Para instalaciones existentes del Sistema
Principal de Transporte, un valor de peaje
máximo, en proporción a la Potencia Firme,
que se calcula dividiendo el costo anual
de transmisión del Servicio de Transporte
de Energía Eléctrica (STEE) del sistema
principal entre la Potencia Firme total del
Sistema Nacional Interconectado.
La Comisión evaluará la incorporación de
interconexiones internacionales al sistema
principal de transporte según los beneficios
para el conjunto de operaciones del Mercado Mayorista. La Norma de coordinación
correspondiente desarrollará lo referente a
peajes de estos sistemas.”
CAPITULO V
RÉGIMEN DE CALIDAD DEL
SERVICIO DE TRANSPORTE
Para instalaciones existentes del Sistema Secundario, un valor de peaje máximo, en proporción
a la Potencia Firme, que se calcula dividiendo el
costo anual de transmisión del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica (STEE) de los sistemas
secundarios correspondientes, entre la Potencia
Firme total relacionada al sistema secundario
correspondiente.
Artículo 56.- Normas de calidad del servicio de
transporte. La Comisión elaborará en un plazo de
ocho meses a partir de su constitución, las Normas
Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte y
Sanciones (NTCSTS), en base a los conceptos establecidos en este reglamento, incluyendo un régimen
de sanciones por incumplimiento.
Para instalaciones nuevas, el Peaje será:
En estas Normas, se establecerán también las obligaciones de Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios, conectados directamente al Sistema de Transporte,
en lo referente a la regulación de tensión.
Para instalaciones construidas por Acuerdo
entre Partes o por Iniciativa Propia, el Peaje
será el costo acordado entre los interesados
37
Artículo 57.- Medición de la calidad del servicio. La
calidad del STEE prestado por los Transportistas se
medirá en base a la disponibilidad del equipamiento
de transporte, conexión y transformación y su capacidad asociada. Los parámetros de calidad serán medidos de acuerdo a lo que establezcan las NTCSTS.
Usuario a sus instalaciones, y transformar la energía
entregada a la tensión de transmisión.
Estos cargos se calcularán con el mismo criterio aplicado para el cálculo de Peaje.
Los cargos por conexión serán pagados por los Generadores conectados en cada nodo en proporción a su
potencia conectada a dicho nodo.
Artículo 58.- Definición de indisponibilidad. Se considera que un equipamiento está indisponible cuando
está fuera de servicio por causa propia o por la de un
equipo asociado a su protección o maniobra.
Los Cargos de Conexión serán pagados por los Grandes Usuarios conectados en cada nodo en proporción
a la energía intercambiada cada mes.
Artículo 59.- Indisponibilidad programada. Todo
equipamiento asociado al STEE que se encuentre fuera
de servicio como consecuencia de los mantenimientos
programados conforme los procedimientos establecidos para este efecto por el AMM, será considerado en
condición de Indisponibilidad Programada.
CAPITULO VII
PEAJE PARA PRESTADORES DE LA
FUNCIÓN DE TRANSPORTISTA
Artículo 60.- Indisponibilidad forzada. Todo equipamiento asociado al STEE que se encuentre fuera de
servicio sin que tal situación proviniera de las órdenes
de operación impartidas por el AMM o en condición
de Indisponibilidad Programada, será considerado en
condición de Indisponibilidad Forzada.
Artículo 64.- Peajes para la función de transportista.
Los Prestadores de la Función de Transportista recibirán por el uso de sus instalaciones un Peaje máximo
igual al Valor Agregado de Distribución, calculado en
función de los Coeficientes de Pérdidas y la Potencia
Máxima demandada o generada por el Usuario que
requiera el servicio, más las pérdidas incluidas en el
cálculo de la Tarifa Base, para el nivel de tensión a
que se encuentre conectado.
Artículo 61.- Vías de comunicacion requeridas para la
medición comercial. Cuando el Transportista no implemente las vías de comunicaciones requeridas para
el sistema de medición comercial y no realice la recolección de la información en tiempo y forma, u obstaculice
la transmisión de tales datos por sus instalaciones, el
AMM arbitrará los medios para viabilizar el acceso a
los datos, por cuenta y cargo del transportista.
TITULO VI
CONDICIONES GENERALES DEL
SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN
CAPITULO I
Artículo 62.- Responsabilidad del AMM. La Comisión controlará el cumplimiento de las normas establecidas y el AMM administrará su aplicación.
DISTRIBUCION
Artículo 65.- Obligación del Suministro. Todo Distribuidor autorizado a brindar el servicio en una
zona, adquiere la obligación de conectar sus redes a
todos los consumidores que lo requieran, y que estén
ubicados dentro de una franja que no podrá ser inferior a 200 metros en torno a sus instalaciones.
CAPITULO VI
CARGO POR CONEXIÓN DE TRANSPORTE
Artículo 63.- Definición. Se denomina Cargo por Conexión a los ingresos que un Transportista recibe por
instalar, operar y mantener los equipos necesarios
para permitir la conexión de un Generador o Gran
“Artículo 65 Bis. Procedimiento de Licitación para
Adicionar Nueva Generación. (Adicionado por
38
“Artículo 66. Consumidores Fuera de la Zona. (Reformado por el artículo 14, Acuerdo Gubernativo
No. 68-2007). Todo interesado que desee suministro
eléctrico, y que estando fuera del área obligatoria llegue al límite de ésta mediante líneas propias o de terceros, tendrá derecho a que el distribuidor le suministre toda la potencia y energía eléctrica que demande.
Para obtener el servicio, el interesado deberá presentar una solicitud por escrito al titular de la autorización y de ser necesario, efectuar los aportes financieros reembolsables previstos en este Reglamento.
El Distribuidor Final deberá realizar una licitación
abierta para contratar el suministro que garantice sus
requerimientos de potencia y energía eléctrica, por
un período máximo de quince (15) años.
La licitación deberá efectuarse con un mínimo de cinco años de anticipación al inicio del suministro que
se pretende contratar, pudiendo la Comisión, cuando
sea necesario, reducir este plazo.
Tomando en cuenta las necesidades de los Distribuidores y el Plan de Expansión Indicativo de Generación establecido en el artículo 15 “Bis” del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista,
la Comisión elaborará los términos de referencia que
definan los criterios que los Distribuidores Finales
deberán cumplir para elaborar las bases de licitación
abierta para llevar a cabo los procesos de adquisición
de potencia y energía. Las bases de licitación que el
Distribuidor elabore deberán ser presentadas para
aprobación de la Comisión, la que resolverá sobre la
procedencia o improcedencia dentro de los siguientes treinta (30) días calendario. Una vez aprobadas
las bases, el Distribuidor deberá convocar a licitación
abierta en un período máximo de noventa (90) días
calendario.
Las instalaciones eléctricas descritas en el párrafo
anterior deberán cumplir con lo establecido en las
Normas Técnicas de Diseño y Operación de las Instalaciones de Distribución (NTDOID) y con las Normas
Técnicas del Servicio de Distribución (NTSD). El distribuidor, previo a la conexión, realizará la revisión
correspondiente y no podrá imponer criterios de diseño distintos a los aprobados por la Comisión.”
Artículo 67.- Acometida. La acometida estará a cargo
del Distribuidor. Cuando el consumidor este ubicado fuera de la zona de autorización, el Distribuidor
podrá requerir que las instalaciones del consumidor
se adecuen a las NTDOID que elabore la Comisión.
“Artículo 68. Plazos de Conexión del Suministro
de Electricidad. (Reformado por el artículo 15,
Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). El Distribuidor,
previo a autorizar la solicitud de conexión del
suministro de electricidad y dentro de un plazo
máximo de siete (7) días contados a partir de la fecha
de recepción de la solicitud deberá determinar si la
capacidad de las líneas de distribución respectivas
es suficiente para prestar el servicio requerido o si es
necesario realizar ampliaciones. Dentro de ese mismo
plazo, el Distribuidor deberá notificar al interesado
sobre la autorización de la conexión, el detalle del
monto de los pagos y del depósito de la garantía que
debe efectuar.
El plazo para la entrega de ofertas no debe ser menor
de seis (6) meses ni mayor de doce (12) meses y la
contratación debe hacerse dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha de adjudicación. El plazo del
contrato debe incluir dos fases: la primera, como fase
de construcción y la segunda, como fase de operación comercial, la que no debe exceder de un período
máximo de quince (15) años.
Cuando derivado de los contratos suscritos como
resultado de las licitaciones establecidas en este artículo existan excedentes de potencia y energía, estos
podrán ser comercializados por los Distribuidores
contratantes, en el Mercado Mayorista o en el Mercado Regional.
A partir de que el interesado haya realizado los pagos
y el depósito de garantía, el Distribuidor:
El plazo de los contratos derivados de Licitaciones
Públicas, realizadas por empresas distribuidoras que
presten el Servicio de Distribución Final, no podrán
prorrogarse por ninguna causa.”
a) Si no es necesario realizar ampliaciones, deberá
conectar el servicio requerido dentro del plazo
máximo de veintiocho (28) días.
39
serán publicados por el Distribuidor en un diario de
mayor circulación nacional, y serán establecidos por
nivel de voltaje, no pudiendo superar el valor máximo que para estos efectos fije la Comisión.
b) Si es necesario realizar ampliaciones de las líneas
de distribución, deberá dentro del plazo máximo
de tres (3) meses realizar la conexión.
La inobservancia de los plazos antes descritos será
considerada falta grave y estará sujeta a sanción y, en
caso de incumplimientos reiterados, la Comisión podrá solicitar al Ministerio la rescisión o revocación de
la autorización correspondiente.”
El interesado deberá entregar el aporte a la empresa Distribuidora al momento de la firma del contrato
respectivo.
Para el caso de las instalaciones desarrolladas de conformidad con el artículo 47 de la Ley General de Electricidad, las conexiones dentro de la franja obligatoria de doscientos (200) metros serán realizadas por la
Distribuidora, sin requerimiento de aporte reembolsable al usuario.”
Artículo 69.- Contrato de Suministro. Todo Usuario
que solicite un suministro eléctrico deberá firmar un
contrato con el Distribuidor, el cual deberá estar de
acuerdo con las normas de servicio propias de cada
Distribuidor. Estas normas serán aprobadas por la
Comisión.
“Artículo 72.- Devolución del Aporte Reembolsable. (Reformado por el artículo 17, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). La devolución del aporte reembolsable deberá ser tal que garantice al interesado o
usuario del Distribuidor la recuperación total del capital originalmente aportado, más una remuneración
de capital que resulte de aplicar al monto del aporte
reembolsable la tasa de interés activa promedio ponderado mensual del sistema bancario, publicada por
el Banco de Guatemala más tres (3) puntos. El Distribuidor y el Usuario podrán acordar el plazo de devolución, el cual en ningún caso podrá exceder de cinco
años.”
El contrato con el Distribuidor, deberá estipular al
menos la siguiente información:
a) Nombre o razón social del usuario y su
domicilio.
b) Tipo de tarifa a aplicar y período de vigencia de
la tarifa.
c)
Aceptación de derechos y de sanciones que
establece el presente reglamento.
El Distribuidor deberá entregar una copia del contrato al usuario
Artículo 73.- Forma de devolución del aporte reembolsable. La Distribuidora, al momento de la entrega
de este aporte por parte del usuario, deberá indicar el
sistema de devolución del aporte reembolsable, su
valorización, y las fechas de pago. Los instrumentos
de reembolso deberán entregarse al usuario en un
plazo máximo de dos meses, contados desde la fecha
de pago del aporte reembolsable.
Artículo 70.- Equipo de Medición. El equipo de medición será propiedad del Distribuidor, salvo en caso
de Grandes Usuarios, que se deberán regir por las
disposiciones sobre el tema que establezca el AMM.
El Distribuidor tendrá siempre acceso al equipo de
medición para poder efectuar la facturación y llevar
a cabo las revisiones del equipo que sean necesarias.
Artículo 74.- Devolución de los aportes reembolsables en bonos o títulos. Cuando la devolución sea por
medio de bonos o títulos de reconocimiento de deuda,
se deberá indicar que los pagos deben incluir reajuste
por inflación más un interés real del 5% anual.
“Artículo 71.- Aporte Reembolsable. (Reformado
por el artículo 16, Acuerdo Gubernativo No. 682007). Para la dotación de suministros o ampliación
de la potencia contratada dentro del área obligatoria,
o aquellos que estando fuera del área obligatoria lleguen a ésta mediante líneas propias o de terceros, el
Distribuidor podrá solicitar a los usuarios un aporte
monetario con carácter reembolsable. Estos valores
Artículo 75.- Exceso de Demanda. El usuario que
utilice una demanda mayor a la contratada deberá pagar al Distribuidor el exceso de demanda, de
40
acuerdo a los que se establezca en las NTSD, sin perjuicio de los aportes reembolsables que correspondiera reintegrar.
CAPITULO III
PRECIOS MÁXIMOS DE DISTRIBUCIÓN
Artículo 76.- Corte del Suministro. Los Distribuidores podrán efectuar el corte inmediato del servicio
por los causales y en las condiciones previstas en el
artículo 50 de la Ley.
Artículo 79.- Precios máximos de Distribución. Se
calcularán los precios máximos de Distribución para
cada nivel de tensión, los que estarán compuestos
por las Tarifas Base y fórmulas de ajuste periódico,
de acuerdo a los artículos 77 y 78 de la Ley. La tarifa
base para cada nivel de tensión se compone de:
Artículo 77.- Proyectos de Electrificación Rural.
Para la aplicación del artículo 47 de la Ley, el Ministerio establecerá un procedimiento para la elaboración del informe de evaluación económica y social
del proyecto, con el fin de resolver la procedencia o
improcedencia de la solicitud.
a)
b)
c)
d)
Las Tarifas Base serán ajustadas periódicamente
mediante la aplicación de fórmulas que reflejen la
variación de los costos de distribución. La Comisión determinará el período de ajuste. Los componentes asociados al costo de compra de energía y
potencia se corregirán precedentemente, de acuerdo a lo establecido en los artículos 86, 87 y 88 de este
Reglamento.
CAPITULO II
NORMAS COMPLEMENTARIAS
Artículo 78.- Normas Técnicas a elaborar por la
Comisión. La Comisión deberá elaborar en un plazo
máximo de ocho meses posteriores a su constitución,
las siguientes Normas Técnicas:
Artículo 80.- Estructuras Tarifarias. La Comisión
aprobará por Resolución, para cada empresa de Distribución, opciones de estructuras tarifarias para las
ventas a los consumidores que estén por debajo del
límite fijado en la definición de Gran Usuario, en la
zona en la que se le autorizó a prestar el servicio,
aplicables a categorías de consumidores definidas
en función de las características del suministro y del
consumo de electricidad, en base a los cargos indicados en el artículo anterior o una combinación de
ellos.
a) Normas Técnicas de Diseño y Operación de las
Instalaciones de Distribución (NTDOID), que
incluirán todos los requerimientos necesarios
para el diseño y la operación de instalaciones
de distribución, que permitan la protección de
las personas y los bienes, así como el régimen
de inhabilitación y penalización cuando no se
cumpla lo establecido en estas Normas.
b) Normas Técnicas del Servicio de Distribución
(NTSD), que incluirá el régimen de calidad
del servicio de distribución, de acuerdo a los
conceptos incluidos en el artículo 103 de este
reglamento, las sanciones asociadas a la calidad
del servicio, las multas e inhabilitaciones a
consumidores por instalaciones no adecuadas,
autoconexión, robos y falta de pago.
c)
Cargo por Consumidor,
Cargo por Potencia de Punta,
Cargo por Potencia fuera de punta.
Cargo por Energía
Para cada componente de la estructura tarifaria en
baja tensión, el Distribuidor podrá proponer a la Comisión subcategorías en función de la densidad de
carga de la zona abastecida.
Artículo 81.- Sistema Uniforme de Cuentas. La Comisión elaborará o adoptará un Sistema Uniforme
de Cuentas, que será de uso obligatorio entre todos
los Distribuidores, y que deberá ser utilizado para el
registro de todos los costos e ingresos asociados a la
prestación del servicio.
Las demás normas que se mencionan en este
reglamento.
La Comisión podrá a su criterio ampliar o emitir otras
normas complementarias.
41
Distribuidor, a excepción del Impuesto Sobre la
Renta.
Artículo 82.- Costos de Suministro. Los costos de
suministro para el cálculo de las Tarifas Base y por
cada nivel de tensión, serán aprobados por la Comisión mediante Resolución, y se basarán en la estructura de una empresa eficiente.
e) Los costos de operación comprenden: supervisión, ingeniería de operación, mano de obra, materiales, despacho de carga, operación de instalaciones, alquileres de instalaciones y otros relacionados con la operación de los bienes afectos a la
actividad de Distribución.
Los costos de suministro se calcularán en forma
anual para el horizonte de proyección que se requiera, y comprenden: costos de compras de electricidad,
costos de instalaciones, costos de consumidores, impuestos y tasas arancelarias, costos de mantenimiento, costos administrativos y generales, y otros costos que tengan relación con el suministro y que sean
aprobados por la Comisión e incluidos por esta en
el Sistema Uniforme de Cuentas, de acuerdo con el
detalle siguiente:
f)
g) Los costos administrativos y generales comprenden: sueldos administrativos y generales incluyendo beneficios sociales, materiales, gastos de
oficina, servicios externos contratados, seguros
de propiedad, alquileres, gastos de regulación y
fiscalización, mantenimiento de propiedad general y otros relacionados con la administración.
a) Los costos de compras de electricidad corresponden a los costos de generación, más recargos por
el uso del sistema de transmisión, más recargos
por las pérdidas de energía y potencia en las líneas de transmisión y subtransmisión. El costo
de generación y las pérdidas de energía y potencia se calcularán de acuerdo a la metodología que
se establezca en el reglamento específico del Administrador del Mercado Mayorista.
h) Una componente razonable de sanciones correspondiente a una empresa que preste un servicio
con una calidad de servicio adecuada, según las
normas que establezca la Comisión.
b) Los costos de las instalaciones corresponden al
costo de reposición de todos los equipos utilizados
para suministrar la energía a los usuarios en
el instante en que se calculan las tarifas. Estos
costos se obtendrán de acuerdo al concepto de
empresa eficiente. Se calculará la anualidad de
inversión con la tasa de actualización que calcule
la Comisión en base a estudios contratados con
empresas especializadas, y deberá basarse en la
rentabilidad de actividades realizadas en el país
con riesgo similar.
c)
Los costos de mantenimiento comprenden: supervisión, ingeniería de mantenimiento, mano de
obra, materiales, mantenimiento de equipos, instalaciones, estructuras, edificios y otros relacionados con el mantenimiento de los bienes afectos
a la actividad de Distribución.
Artículo 83.- Costos No Reconocidos. No se incluirán como costos de suministro, para el cálculo de las
Tarifas Base: los costos financieros, depreciación de
equipos, los costos relacionados con las instalaciones
de generación que posea el Distribuidor, los costos
asociados a instalaciones de alumbrado público, las
cargas por exceso de demanda respecto a la contratada que se establezcan en el Reglamento Específico del
Administrador del Mercado Mayorista, todo pago
adicional a la potencia convenida en los contratos
de compra de potencia, y otros costos que a criterio
de la Comisión, sean excesivos o no correspondan al
ejercicio de la actividad.
Los costos de consumidores comprenden: supervisión, mano de obra, materiales y costos de las
actividades de medición, facturación, cobranza,
registro de usuarios y otros relacionados con la
comercialización de electricidad.
Artículo 84.- Período de Vigencia de las Tarifas. Los
costos de suministro para el cálculo de las Tarifas
Base serán calculados cada cinco años y se basarán
en la estructura de una empresa eficiente. El costo de
d) Los impuestos y tasas a considerar, serán aquellos
que conforme a Ley graven a la actividad de
Distribución y que constituyan un costo para el
42
La Comisión aprobará o improbará dicho cálculo.
En caso de improbarla solicitará al AMM el recálculo
correspondiente.
suministro para cada nivel de tensión será igual a la
suma de los costos de una empresa eficiente.
Artículo 85 .- Proyección de Costos. Los costos de
suministro para el cálculo de las Tarifas Base, serán
los valores promedio representativos de los costos
proyectados para un período de cinco años.
Antes del 30 de abril de cada año, la Comisión publicará
las tarifas a usuarios finales para cada Distribuidor, las
que se aplicarán a partir del primero de mayo.
Las proyecciones de costos se determinarán a precios
de la fecha en que se efectúe el estudio, considerando
el crecimiento previsto de la demanda, los planes de
expansión y los indicadores de operación e indicadores de costos unitarios definidos por la Comisión.
El precio de la potencia de punta en generación que
se reconoce en el cálculo de las tarifas de distribución
será calculado según la metodología prevista en el
Reglamento Específico del Administrador Mercado
Mayorista.
Los planes de expansión que incluyen los respectivos programas de inversión, serán presentados por la
Distribuidora a la Comisión, la misma que verificará
su consistencia y procederá a su aprobación para su
inclusión en la proyección de costos de inversión.
Para el cálculo del precio de la energía se procede
como sigue:
a) Para un período de 12 meses desde mayo hasta
abril, se determina el despacho esperado, por
bloque horario, de cada mes y de cada una de las
unidades generadoras del MM. El período de 12
meses podrá ser reducido por la Comisión.
Para las proyecciones de costos para el período de
cinco años, la Comisión establecerá un conjunto de
indicadores que relacionen los costos con otros parámetros tales como: el valor de los activos, el número
de consumidores, las ventas de energía, las longitudes de líneas y otros. Dichos indicadores señalarán
niveles de eficiencia que contemplen el análisis del
cumplimiento de los indicadores del período anterior
y no podrán ser inferiores a los resultantes de la operación real de la empresa en dicho período.
b) Este despacho resultará de realizar una simulación de la operación del MM que toma en cuenta:
proyección de la demanda, programa de incorporación de nuevas unidades al MM, programa
de mantenimiento, precios de los combustibles
vigentes, restricciones a la operación del STEE y
las características de los Contratos Existentes.
Artículo 86.- Precios de Energía para Traslado a Tarifas de Distribución. Antes del 31 marzo de cada
año, el AMM presentará a la Comisión el cálculo de
los precios de energía y potencia para ser trasladados
a las tarifas para cada uno de los Distribuidores.
c)
La metodología de cálculo será establecida en el Reglamento Específico del Administrador del Mercado
Mayorista, y se basará en los siguientes criterios;
d) Se determina el costo total de compra de potencia
según los contratos de cada Distribuidor con los
Generadores.
a) Para el precio de la potencia se utilizará el costo
asociado a los Contratos Existentes y/o a los
nuevos contratos por licitación abierta.
e)
b) Para la energía se utilizará el precio proyectado
de la energía en el MM.
43
Se calcula el costo mensual total de abastecimiento
de energía de cada Distribuidor, considerando el
costo de compra para cada uno de los contratos
según el despacho realizado, y el precio horario de
la energía en MM para las compras en el MM.
Se denomina Saldo del Costo de Potencia (SCP), a
traspasar a la energía, al costo total mensual de la
potencia comprada por contratos, menos la demanda
máxima de potencia del mes valorizada al precio de
la potencia de punta en generación que se reconoce
para el cálculo de las tarifas de Distribución.
f)
Para el efecto, cada mes, dentro de los primeros quince días, el Distribuidor presentará ante la Comisión la
documentación de soporte correspondiente a los costos incurridos e ingresos obtenidos en el mes anterior.
La Comisión fiscalizará el informe documentado presentado por el Distribuidor y, en caso de haber dudas
o desacuerdos con la información presentada, correrá
audiencias al Distribuidor para que se pronuncie. A
partir de la finalización de la etapa de las audiencias
y de conformidad con la metodología para fijar las
tarifas establecida en la Ley General de Electricidad
y este Reglamento, y con las condiciones de los contratos de suministro, la Comisión determinará la diferencia trimestral correspondiente, la que se dividirá
entre la proyección de la demanda de energía del Distribuidor para los próximos tres meses, obteniendo
así el valor de ajuste que será aplicado al precio de la
energía del trimestre correspondiente.
El costo mensual medio de la energía a traspasar
a las tarifas de distribución se calcula como el
costo total mensual de compra de energía más el
Saldo del Costo de Potencia (SCP), dividido por
la energía mensual comprada por el Distribuidor.
En caso que se calcule un costo de la energía por
bloque horario, todos los valores referenciados
anteriormente deberán ser calculados para los
bloques de máxima, media y baja demanda. En
este caso el Saldo del Costo de Potencia (SCP)
se ponderará en función de la duración de cada
bloque.
El valor de Saldo del Costo de Potencia (SCP)
deberá ser multiplicado, por cada Distribuidor
y cada nivel de tensión, por la relación entre las
factores de expansión de pérdidas medias de
potencia y divididas por los factores de expansión
de pérdidas medias de energía.
La Comisión fijará el ajuste trimestral por medio de
resolución y lo notificará a los Distribuidores Finales,
para su aplicación y efectos correspondientes.
g) El precio medio de compra de energía a trasladar
a las tarifas de distribución será el promedio
ponderado por las energías correspondientes,
para los 12 meses o al período menor que
especifique la Comisión.
Si posteriormente a la fijación del ajuste trimestral,
se determina que se incluyeron cargos a favor o en
contra del Distribuidor, que debieron ser aplicados en
este o en anteriores ajustes, esta diferencia deberá ser
incluida como saldo no ajustado en posteriores ajustes trimestrales.
h) Este precio será afectado por el ajuste
correspondiente al trimestre anterior, según la
metodología indicada en el artículo siguiente de
este reglamento.
Cuando existan variantes significativas entre las previsiones de costos de compra y sus costos reales, la
Comisión podrá establecer, con el acuerdo del Distribuidor una ampliación del período de recuperación
de los saldos, o bien la actualización de las proyecciones de tarifas.”
La Comisión podrá determinar que los precios de la
energía para el traslado a tarifas de distribución se
calcule por bandas horarias, y especificar la duración
de las mismas.
Cuando exista una cantidad suficiente de contratos,
la Comisión podrá determinar que el costo asociado
a estos se transfiera directamente al precio de la potencia de punta y el concepto de Saldo del Costo de
Potencia (SCP) se dejará de utilizar.
Artículo 88 .- Precios de Energía y Potencia a la Entrada de la Red de Distribución de Media Tensión.
Los precios de energía y de Potencia de Punta a la
entrada de la Red de Distribución de media tensión,
serán los precios de energía y Potencia a nivel de subtransmisión y se calcularán adicionando a los precios
de la energía y potencia calculados según lo establecido en el artículo 87, de este reglamento, los costos
de transmisión que incluyen los costos de transformación y transmisión de instalaciones del sistema de
subtransmisión y de instalaciones no pertenecientes
“Artículo 87.- Ajuste del precio de la energía. (Reformado por el artículo 18, Acuerdo Gubernativo No.
68-2007). Cada tres (3) meses se calculará la diferencia
entre el precio medio de compra de potencia y energía y
el precio medio correspondiente calculado inicialmente
para ser trasladado a tarifas de distribución.
44
FPEss:
factor de expansión de pérdidas medias de
energía en el sistema secundario
PP:
precio de potencia de punta informado por
el AMM
FPPsp:
potencia en el Sistema Principal
FPPss:
potencia en el Sistema Secundario.
PEAJEsp: Peaje y/o canon por el uso del Sistema
Principal por unidad de demanda de
potencia de punta.
PEAJEss: Peaje y/o canon por el uso del Sistema
Secundario, por unidad de demanda de
potencia de punta.
al STEE usadas para conducir la electricidad desde
el nodo del STEE hasta la entrada de la red de Distribución. Para su cálculo, se aplicarán las fórmulas
siguientes:
PESTb = PNEb * FPEST
PPST = PNP * FPPST + CST
Donde:
PESTb
PPST
PNP
FPEST
FPPST
CST
Precio de energía por bloque horario b a la
entrada de la red de media tensión
Precio de Potencia de Punta a la entrada de
la red de Distribución de media tensión.
PNEb Precio de compra de la energía reconocido correspondiente al bloque horario b
Precio de compra de potencia reconocidos.
Factor de expansión de pérdidas medias
de energía de subtransmisión.
Factor expansión de pérdidas medias de
Potencia de Punta de subtransmisión.
Peaje por el uso de sistema de subtransmisión. Este peaje corresponde a la suma
de todos los peajes que debe cancelar un
distribuidor por le uso del sistema de
subtransmisión.
Artículo 89.- Cálculo y Aplicación de las Tarifas
Base. Las tarifas base definidas en el artículo 79 del
presente Reglamento, para cada nivel de tensión y
para su aplicación en períodos mensuales, se determinarán de la siguiente manera:
1.
Se calculará como la relación entre los costos de
consumidores y el número promedio anual de Consumidores del Distribuidor. Este cargo se aplicará
mensualmente a cada consumidor y será de aquí en
adelante denominado CF.
Cuando existan varios puntos de suministro al Distribuidor, se determinarán precios promedio de compra ponderando los precios de los diferentes puntos
de suministro por las cantidades de potencia y energía correspondientes.
2.
Cargo por Potencia de Media Tensión
2.1 Los usuarios con medición de energía por
bloque horario
Los usuarios en esta categoría tienen una medición
horaria de potencia que permite identificar su participación en la hora de punta del SNI.
En caso que por razones contractuales sea el distribuidor el que deba hacerse cargo por los peajes de
uso de los sistemas de transmisión principal y/o secundario, los precios reconocidos de energía por bloque horario se expresarán como sigue:
El cargo de potencia en el nivel de media tensión,
está constituido por:
PNEb = PEb * FPEsp * FPEss
PNP= (PP * FPPsp * PEAJEsp)* FPPss + PEAJEss
a) Cargo por Potencia de Distribución en media
tensión (CDMT), calculado como la relación entre
los costos de Distribución, correspondientes
al nivel de media tensión, dividido entre la
sumatoria de demandas máximas individuales
en la etapa de media tensión; se incluyen las
demandas en la entrada a los transformadores de
media a baja tensión.
Donde:
PEb:
FPEsp:
El Cargo de Consumidor (CF).
precio de la energía informado por el AMM
energía en el Sistema Principal
45
El monto a pagar por un consumidor que resulta de
la aplicación de los conceptos antes expuestos se resumen en la siguiente relación:
El cargo por potencia de distribución en media
tensión se corrige para tener en cuenta las ventas
de potencia en horas fuera de punta.
PUMT
b) Cargo por Potencia Fuera de Punta en media tensión,
es el precio de la Potencia de Punta de subtransmisión
multiplicado por el factor de pérdidas medias de
potencia correspondientes a media tensión y el factor
de coincidencia de todos los usuarios cuya demanda
máxima se produce en horas fuera de punta, más el
Cargo por Potencia de Distribución. La fórmula de
este cargo es la siguiente:
=CPMT*PPMT + CFPMT*(PTMT
PPMT*Fpta/Ffpta)+CF
-
Donde:
PUMT:
PPMT:
PTMT:
CFPMT = CDMT * Ffpta
monto a pagar por un cliente por potencia
en media tensión
potencia de punta demandada en media
tensión en la banda horaria coincidente
con la potencia máxima del SNI.
potencia contratada en media tensión.
Cuando PPMT sea mayor que PTMT, no se considerará el segundo miembro de la ecuación.
Donde:
CFPMT : Cargo por Potencia Fuera de Punta en
media tensión.
2.2 Clientes sin medición por bloque horario
Ffpta:
Factor de coincidencia de todos los
usuarios cuya demanda máxima se
produce en horas fuera de punta. Este
factor, se calculará como la relación entre
la Demanda Máxima Simultánea de los
Usuarios en esta tensión y las Demandas
Máximas Contratadas por estos.
En esta tarifa se registra la potencia máxima del cliente y debe asumirse su participación en la punta del
SNI a través de un coeficiente que se estima en base
a estudios de caracterización de carga. Estos usuarios
se clasifican en:
a) Clientes que tienen participación en la punta
CDMT :
c)
Cargo por potencia de Distribución en
media tensión.
b) Clientes con baja participación en la punta
El monto a pagar por estos consumidores se estima
en base a los conceptos anteriores, según la siguiente
relación:
Cargo por Potencia de Punta en media tensión, es
el precio de la Potencia de Punta de subtransmisión
multiplicado por el factor de pérdidas medias
de potencia correspondientes a media tensión,
más el Cargo por Potencia de Distribución. La
fórmula resultante es la siguiente:
PUMT= CPMT*Pmax*Contp + CFPMT* (PTMTPmax*Contp)+CF
Donde:
CPMT= (PPST*FPPMT + CDMT)* Fpta
Pmax:
potencia máxima registrada en un medidor
con demandómetro;
Contp:
índice que refleja la participación en
la punta de un grupo de usuarios de
comportamiento similar cuya demanda
máxima se produce fuera de punta. Este
valor se debe estimar en base a estudios de
caracterización de carga.
Donde:
CPMT:
FPPMT:
Fpta:
Cargo por potencia de punta en media tensión
factor de pérdidas medias de potencia en
la red de media tensión
factor de coincidencia de todos los usuarios
cuya demanda máxima se produce en
horas de punta
46
c)
Cuando el producto de Pmax y Contp sea mayor que
PTMT, no se considerará el segundo miembro de la
ecuación.
3.
Cargo por Potencia en Baja Tensión
Cargo por Potencia de Punta en baja tensión, es
el cargo por Potencia de Punta de media tensión
multiplicado por el factor de pérdidas medias de
potencia en baja tensión más el cargo por Potencia
de Distribución, correspondiente al nivel de baja
tensión. La fórmula para este cargo es la siguiente:
3.1 Clientes con medición de demanda horaria
CPBT= (CPMT*FPPBT + CDBT)*Fpta
El cargo de potencia en el nivel de baja tensión, está
constituido por:
Donde:
CPBT:
CPMT:
FPPBT:
a) Cargo por Potencia de Distribución en baja
tensión (CDBT), calculado como la relación entre
los Costos de Distribución, correspondientes al
nivel de baja tensión, dividido entre la sumatoria
de demandas máximas individuales en la etapa
de baja tensión.
Fpta:
El cargo por Potencia de Distribución se corrige
para tener en cuenta las ventas de potencia en
horas fuera de punta.
El monto a pagar por un cliente que resulta de la aplicación de los conceptos expuestos anteriormente se
resumen en la siguiente relación:
b) Cargo por Potencia fuera de Punta en baja tensión,
es el cargo por Potencia de Distribución de baja
tensión multiplicado el factor de coincidencia
de todos los usuarios cuya demanda máxima se
produce en horas fuera de punta. La fórmula de
este cargo es la siguiente:
PUBT = CPBT*PPBT + CFPBT*(PTBT - PPBT*Fpta/
Ffpta)+CF
∑
PUBT :
Monto a pagar por cliente por potencia
en baja tensión.
PPBT :
Potencia de Punta en baja tensión. Es la
demanda de potencia en la banda horaria
coincidente con la potencia máxima del SNI
PTBT :
Potencia contratada en baja tensión. Es la
demanda máxima individual contratada
en baja tensión.
CFPBT = CDBT* Ffpta
donde:
CDBT :
Cargo por Potencia de Distribución en baja
tensión.
CFPBT :
Cargo por Potencia Fuera de Punta en baja
tensión.
Ffpta:
Factor de coincidencia de todos los usuarios
horas fuera de punta.
Este factor, se calculará como la relación
entre la Demanda Máxima Simultánea de
los Usuarios en esta tensión y la suma de
las Demandas Máximas de estos usuarios.
Para los usuarios con potencia contratada,
se utilizará esta como Demanda Máxima.
cargo por Potencia de Punta en baja tensión.
cargo por potencia de Punta en media tensión
factor de perdidas medias de potencia en
la red de baja tensión
factor de coincidencia de todos los usuarios
horas de punta.
Cuando PPBT sea mayor que PTBT, no se considerará el segundo miembro de la ecuación.
3.2 Clientes sin medición por bloque horario
En esta tarifa se registra la potencia máxima del cliente y
debe asumirse su participación en la punta del SNI a través de un coeficiente que se estima en base a estudios de
caracterización de carga. Estos usuarios se clasifican en:
47
PESTb :
a) Clientes que tienen participación en la punta
Precio de energía a nivel de subtransmisión
al bloque horario b.
b) Clientes con baja participación en la punta
FPEMT : Factor de pérdidas medias de energía en
media tensión.
El monto a pagar por estos consumidores se estima
en base a los conceptos anteriores, en base a la siguiente relación:
PUBT=
CPBT*Pmax*Contp
Pmax*Contp)+CF
+
FPEBT :
Factor de pérdidas medias de energía en
baja tensión.
CFPBT*(PTBTb) Tarifas de Consumidores sin medición por bloque
horario
Donde:
Contp:
Las tarifas a consumidores sin medición de consumo
de energía por bloque horario se calcularán de la siguiente forma:
índice que refleja la participación en la
punta de un grupo usuarios de parecido
comportamiento, y cuya demanda máxima
simultánea se produce en horas fuera de
punta. Se cálculo se debe realizar en base a
estudios de caracterización de la carga.
PESTPM = ∑ DEMb * PEb
∑ DEMb
Donde:
Cuando el producto de Pmax y Contp sea mayor que
PTBT, no se considerará el segundo miembro de la
ecuación.
PESTPM : precio de energía a nivel de subtransmisión
medio ponderado.
4.
DEMb :
Cargo por Energía en los Niveles de Media y Baja
Tensión
a) Tarifas de Consumidores con medición de
demanda por bloque horario
demanda de energía de los usuarios sin
medición por bloque horario, en el bloque
b.
Los valores de DEMb para cada categoría tarifaria se
obtendrán de estudios de Caracterización de Carga
que contratará cada Distribuidor con firmas especializadas de acuerdo a Términos de Referencia elaborados por la Comisión.
El cargo por energía en media tensión es el precio de
la energía a nivel de subtransmisión multiplicado por
el factor de pérdidas medias de energía de media tensión. El cargo por energía en baja tensión es igual al
cargo por energía en media tensión multiplicado por
el factor de pérdidas medias de energía en baja tensión. Las fórmulas de estos cargos son las siguientes:
De acuerdo a esta definición se calcularán los cargos
por energía con la siguiente fórmula:
CEMT = PESTPM * FPEMT
CEMTb = PESTb*FPEMT
CEBT = CEMT *FPEBT
CEBTb = CEMTb*FPEBT
Donde :
Donde:
CEMT :
cargo por energía a usuarios sin medición
por banda horaria en media tensión.
CEBT :
cargo por energía a usuarios sin medición
por banda horaria en baja tensión
CEMTb : Cargo por energía en media tensión
correspondiente al bloque horario b.
CEBTb :
Cargo por energía en baja tensión correspondiente al bloque horario b.
48
c)
En los factores de pérdidas en baja tensión se incluirán
además de las pérdidas técnicas, un porcentaje de pérdidas no técnicas correspondiente a una empresa eficiente, en base a los criterios que establecerá la Comisión.
Tarifas a Consumidores sin medición de potencia
Los consumidores en baja tensión sin medición de
potencia pagarán una tarifa en función de la energía
total consumida calculado como :
Artículo 91.- Valor Agregado de Distribución. Se
denomina Valor Agregado de Distribución (VAD)
al costo medio de capital y operación de una red de
distribución de una empresa eficiente de referencia,
operando en un área de una determinada densidad
de carga.
CUEBT = CEBT + CPBT
NHU
Donde :
NHU :
Corresponde a un factor de carga medio
constante de aquellos consumidores a los
que no se les mide su consumo de potencia.
En las fórmulas de los artículos 88 y 89 el VAD se
relaciona con las siguientes variables: CDMT, CDBT,
FPPMT, FPPBT, FPEMT, FPEBT, FPEST, NHU.
El valor de NHU se obtendrá de los estudios de caracterización de cargas mencionados con anterioridad en
este artículo. La Comisión podrá fijar estos valores en
base a valores obtenibles por empresas Distribuidoras que realicen programas de eficiencia energética.
Las dos primeras variables (CDMT y CDBT) se denominan Componentes de Costos del VAD (CCVAD).
Las cuatro componentes siguientes se denominan
Componentes de Pérdidas del VAD (CPVAD).
Artículo 90 .- Factores de Pérdidas Medias.. El factor de pérdidas medias de energía para cada nivel
de tensión se calculará como el valor inverso de la
diferencia entre la unidad y el valor unitario de las
pérdidas de energía correspondientes. La fórmula de
cálculo es la siguiente:
La componente NHU se denominan horas de uso típicas de tarifas sin medición de potencia.
Artículo 92.- Fórmulas de Ajuste de las Componentes de Costos del Valor Agregado de Distribución.
Las fórmulas de ajuste de las componentes de costo
del VAD se ajustarán con fórmulas representativas de
las estructura de costos calculadas en conjunto con
las tarifas base, de acuerdo a los estudios previstos
en el artículo 97 del presente Reglamento. Se considerará además un factor de reducción anual que tome
en cuenta el efecto de economías de escala y mejora
de eficiencia, que se aplicará anualmente. Estos estudios deberán ser aprobados por la Comisión.
FPE = 1/(1 - pe)
donde:
FPE = Es el factor de pérdidas medias de energía.
pe
= Es el valor unitario de las pérdidas de
energía.
El factor de pérdidas medias de potencia para cada
nivel de tensión se calculará como el valor inverso de
la diferencia entre la unidad y el valor unitario de las
pérdidas de potencia correspondientes.
Artículo 93.- Cargos por Reconexión. Los cargos por
reconexión, para cada categoría de consumidor, se calcularán como el costo de materiales fungibles, mano
de obra, uso de equipo y transporte necesarios para
desconectar y reconectar a un consumidor típico a la
red de Distribución. Dichos cargos serán aprobados
por la Comisión mediante Resolución, juntamente con
la aprobación de tarifas. El cargo por reconexión será
aplicado para la reposición del servicio, a todo consumidor que haya sido sancionado con el corte del suministro, de conformidad con la Ley y este reglamento.
FPP = 1/(1 - pp)
donde:
FPP
=
Es el factor de pérdidas medias de potencia.
pp
=
Es el valor unitario de las pérdidas de
potencia.
49
realizará la medición de todos los parámetros requeridos para la facturación de todos sus usuarios y aplicará las estructuras tarifarias que correspondan para
obtener el monto de facturación por servicios de
electricidad. A dicho monto se adicionarán los montos por tasas e impuestos de Ley, no considerados en
el cálculo de tarifas y relacionados directamente con
el suministro, para obtener el monto total de facturación a incluir en la factura.
“Artículo 94.- Garantía de pago. (Reformado por el
artículo 19, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007).Todo
nuevo usuario deberá entregar al distribuidor una garantía de pago. Esta garantía podrá aportarse en forma
monetaria o por medio de una fianza, y se calculará para
cada categoría de usuario como el monto equivalente a
dos facturas mensuales promedio de un usuario típico
de su misma categoría, el distribuidor podrá exigir las
actualizaciones necesarias de dicha garantía de pago
cuando el consumo del usuario aumente o disminuya.
Las facturas se emitirán mensual o bimensualmente e
incluirán toda la información necesaria que determine la Comisión para su verificación y cancelación. La
Comisión podrá autorizar la inclusión de la tasa por
alumbrado público cuando haya un acuerdo en este
sentido entre el Distribuidor y las municipalidades.
Cuando la garantía de pago se aporte en forma monetaria devengará una remuneración de capital que
resulte de aplicar al monto de la garantía de pago,
la tasa de interés activa promedio ponderado mensual del sistema bancario, publicada por el Banco de
Guatemala. Al rescindir el contrato, el Distribuidor
deberá hacer una liquidación que incluya el monto
inicial de la garantía, más la totalidad de los intereses devengados y capitalizados cada año, menos las
deudas pendientes y costos que el usuario hubiere
ocasionado. Este monto deberá ser devuelto, a más
tardar siete (7) días después de rescindido el contrato.
El Distribuidor, en función a sus características comerciales propias, podrá solicitar la aprobación de la Comisión
para efectuar la medición de los parámetros requeridos
para su facturación en períodos mayores al establecido
en el presente artículo, o establecer otro método para
la estimación del consumo cuando se considere conveniente. El distribuidor, con el propósito de dar facilidad
al usuario y estar acorde al avance tecnológico, podrán
realizar la medición y cobro por consumo u otros conceptos con nuevos sistemas y tecnologías previamente
autorizados por la Comisión, para el efecto el distribuidor deberá presentar la documentación o medios digitales con toda la información detallada sobre el modelo
y/o sistema propuesto que deseen utilizar.”
Cuando se rescinda el contrato de suministro de electricidad de un usuario que haya constituido la garantía de pago por medio de una fianza, el Distribuidor
deberá a más tardar siete (7) días después de ocurrido el hecho, notificar al usuario los montos de deudas pendientes y costos que hubiere ocasionado. El
usuario tendrá quince (15) días contados a partir de
la fecha en que le fue efectuada la notificación, para
cancelar los montos requeridos; de hacerlo, el Distribuidor deberá ordenar la cancelación de la fianza en
forma inmediata, y en caso contrario, el Distribuidor
podrá hacer efectiva la misma.”
Artículo 97.- Estudios tarifarios. Los Distribuidores
deberán contratar con firmas consultoras especializadas la realización de estudios para calcular las componentes del Valor Agregado de Distribución.
La Comisión elaborará un listado de las firmas consultoras calificadas para realizar los estudios tarifarios, y los términos de referencia para su contratación,
los cuales se basarán en los conceptos detallados en
los artículos 86 al 90 de este Reglamento.
Artículo 95.- Aprobación de Tarifas. Las tarifas a usuarios de servicio de Distribución Final, sus fórmulas de
ajuste, las estructuras tarifarias determinadas en función de dichas tarifas, los cargos por corte y reconexión,
serán aprobados cada cinco años y tendrán vigencia
por ese período, salvo que la Comisión determinare la
necesidad de una revisión extraordinaria de tarifas base.
Los estudios deberán basarse en el objetivo de costos
de una empresa eficiente de Distribución, La Comisión determinará el número de empresas eficientes
de referencia, caracterizadas por su densidad de distribución, que se considerará para definir los VAD,
“Artículo 96.- Medición y Facturación. (Reformado por el artículo 20, Acuerdo Gubernativo No.
68-2007). Mensual o bimensualmente, el Distribuidor
50
El Distribuidor, a través de la empresa consultora,
analizará las observaciones, efectuará las correcciones a los estudios y los enviará a la Comisión dentro
del plazo de quince días de recibidas las observaciones. De persistir discrepancias entre la Comisión y el
Distribuidor, se seguirá el procedimiento estipulado
en el artículo 75 de la Ley. El costo de contratación
del tercer integrante de la Comisión Pericial será cubierto por la Comisión y el Distribuidor por partes
iguales. En caso de omisión por parte del Distribuidor de enviar los estudios o correcciones a los mismos, la Comisión quedará facultada para emitir y
publicar el pliego tarifario correspondiente, con base
en el estudio tarifario que ésta efectúe independientemente o realizando las correcciones a los estudios
iniciados por la distribuidora. El pliego aprobado y
publicado por la Comisión regirá a partir del primer
día del vencimiento del pliego tarifario anterior.”
y clasificará a las distintas Distribuidoras, o partes
de las Distribuidoras, en cada uno de los modelos
de empresa eficiente de referencia. Si una Distribuidora, por razones de diferencia de densidad en sus
distintas áreas de distribución, tuviera partes de ella
clasificadas en distinto modelos de empresa eficiente,
la Comisión podrá determinar una tarifa única para
toda ella, que resulte de tomar el promedio ponderado de los VAD que correspondan, o bien podrá decidir la aplicación de distintas tarifas para las distintas
áreas de la autorizada a la prestación del servicio. La
ponderación se efectuará sobre la base del número de
usuarios de cada área.
Los VAD que se calculen para cada Distribuidora considerarán factores de simultaneidad resultantes de estudios de caracterización de la carga que ajusten la demanda total de la autorización a la suma de la potencia
contratada con sus usuarios más las pérdidas reales.
“Artículo 98 Bis. Procedimiento y plazos para la
Integración de la Comisión Pericial. (Adicionado
mediante Acuerdo Gubernativo No. 145-2008 de fecha 19-05-2008, publicado el 26-05-2008 y entró en
vigencia el 27-05-2008). La Comisión y la Distribuidora, dentro de los tres días siguientes de notificadas
las discrepancias a las que se refiere el artículo 75 de
la Ley, deberán integrar la Comisión Pericial de tres
integrantes, uno nombrado por cada parte y un tercer
integrante de común acuerdo. Para el nombramiento
del tercer integrante la Comisión y la Distribuidora
propondrán cada una, como máximo a tres (3) candidatos para participar en el proceso de selección.
Las Distribuidoras deberán contratar con firmas especializadas, precalificadas por la Comisión, estudios de caracterización de cargas, de acuerdo a Términos de Referencia que elaborará la Comisión. Los
estudios del VAD deberán actualizarse una vez que
se disponga de la información de estos estudios.
“Artículo 98.- Periodicidad de los Estudios Tarifarios. (Reformado mediante Acuerdo Gubernativo
No. 787-2003, del 5 -12 -2003, publicado el 16-1-2004
y entró en vigencia el 17-1-2004 y Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). Cada cinco años, con una anticipación de doce meses de la entrada en vigencia de las
tarifas, la Comisión entregará a los Distribuidores los
términos de referencia de los estudios que servirán
de base para la contratación de las empresas consultoras especializadas, precalificadas por la Comisión.
Los candidatos a integrar la Comisión Pericial deberán de cumplir con los requisitos mínimos siguientes:
a) Ser especialista en la materia y de reconocido
prestigio.
Cuatro meses antes de la entrada en vigencia de las
nuevas tarifas, el Distribuidor entregará a la Comisión el estudio tarifario que deberá incluir los cuadros tarifarios resultantes, las justificaciones por cada
renglón de costo a incluir y las respectivas fórmulas
de ajuste, así como el respectivo informe de respaldo;
la Comisión en el plazo de dos mes resolverá sobre
la procedencia o improcedencia de los estudios efectuados por los consultores formulando las observaciones que considere pertinentes.
b) No haber mantenido ninguna relación, durante
los últimos cinco (5) años con entidades o empresas relacionadas con el subsector eléctrico que
operen en la República de Guatemala; lo cual deberá ser acreditado mediante declaración jurada
contenida en acta notarial.
Las partes, al momento de presentar a sus candidatos, deberán acompañar la referida declaración jura-
51
da junto con el currículum vitae respectivo de cada
persona propuesta. Las personas que cumplan con
todos los requisitos indicados anteriormente, serán
las únicas que podrán ser tomadas en cuenta para el
proceso de selección.
pliego tarifario vigente. Dada la circunstancia en la
que una Distribuidora no cuente con un pliego tarifario, corresponde a la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica, emitir y poner en vigencia un pliego tarifario de manera inmediata de forma que se cumpla con
el principio ya anunciado.”
Si vencido el plazo de tres días para la selección del
tercer integrante, no existiere acuerdo entre las partes, la Comisión elevará el respectivo expediente al
Ministerio para que seleccione en forma definitiva
en un plazo máximo de tres días de recibido el expediente, al tercer integrante de la Comisión Pericial, de
entre los candidatos propuestos.
CAPITULO IV
PRECIOS MÁXIMOS DE
LOS SISTEMAS AISLADOS
Artículo 100.- Sistemas Aislados. La Comisión, en
consideración a las características propias de la operación del respectivo Sistema Aislado y aplicando en
todo aquello que sea posible los lineamientos correspondientes estipulados para el SIN, emitirá mediante
Resolución los procedimientos a seguir en cada caso
concreto para la fijación de precios.
Notificadas la Comisión y la Distribuidora de lo resuelto por el Ministerio, ambas partes procederán en
un plazo máximo de dos días, contados a partir de la
fecha de la notificación del Ministerio, a conformar
la Comisión Pericial, según lo establece el artículo 75
de la Ley.
La Comisión Pericial se pronunciará sobre las discrepancias dentro de un plazo de sesenta (60) días, contado desde su conformación. Dicho pronunciamiento
deberá estar fundamentado en el marco legal vigente
y conforme a los términos de referencia a que se refiere el artículo 74 de la Ley.”
CAPITULO V
CALIDAD DEL SERVICIO DE
DISTRIBUCIÓN FINAL
Artículo 101.- Responsabilidad y Alcance. El Distribuidor tiene la responsabilidad de prestar el servicio
público de Distribución a todos sus usuarios y Grandes usuarios ubicados en su área obligatoria dentro
de su zona de autorización, y cumplir con las obligaciones de servicio técnico y comercial establecidas
en el presente reglamento y en las normas técnicas
que emita la Comisión.
“Artículo 99.- Aplicación de las Tarifas. (Reformado
mediante Acuerdo Gubernativo No. 787-2003, del 5
-12 -2003, publicado el 16-1-2004 y entró en vigencia
el 17-1-2004).
Una vez aprobado el estudio tarifario a que se refieren los artículos anteriores, la Comisión procederá a
fijar las tarifas definitivas a partir de la fecha en la
que se aprobó el estudio definitivo y deberá, en el
momento que así lo resuelva, publicarlas en el Diario de Centroamérica, en un plazo que nunca podrá
exceder de nueve meses contados a partir de la fecha
de vencimiento de la vigencia de los cinco años del
pliego tarifario anterior. En caso que la Comisión
no haya publicado las nuevas tarifas, se seguirán
aplicando las del pliego tarifario anterior con sus formulas de ajuste. Las tarifas se aplicarán a partir del
primer día del mes siguiente de su publicación.
Artículo 102.- Fiscalización de la Calidad del Servicio. El cumplimiento de los niveles de Calidad de
Servicio, será fiscalizado por la Comisión, mediante
los indicadores que se establecen en el presente Reglamento y las Normas Técnicas que emita la Comisión.
Artículo 103.- Parámetros a Controlar. La calidad
de servicio se medirá tomando en cuenta los siguientes parámetros:
1.
Calidad del producto
a)
En ningún caso la actividad de Distribución Final
del servicio de electricidad puede llevarse a cabo sin
52
Nivel de tensión,
b)
Desequilibrio de fases,
c)
Perturbaciones, oscilaciones rápidas de tensión
o frecuencia, y distorsión de armónicas,
d)
2.
donde el distribuidor compra electricidad y otros
que defina la Comisión.
b) Cantidad de reclamos recibidos durante el semestre, discriminados por causa, incluyendo tiempos
medios de resolución.
Interferencias en sistemas de comunicación.
c)
Calidad del servicio técnico.
e) Frecuencia media de interrupciones,
3.
f)
Tiempo total de interrupción,
g)
Energía no suministrada.
d) Cantidad de servicios realizados agrupados por
tipo de consumidor, por banda de potencia y por
casos en que sea necesaria o no la modificación
de la red, especificando en todos los casos los
tiempos medios de ejecución.
Calidad del servicio comercial
h)
Reclamo de los consumidores,
i)
Facturación,
j)
Atención al consumidor.
Cantidad de facturas emitidas por tipo de consumidor y los índices de estimaciones realizados,
discriminando por motivo de estimación.
e) Cantidad de cortes realizados por falta de pago
durante el semestre, indicando los tiempos medios de restitución del suministro, una vez efectuado el pago.
El registro de los casos en los cuales se hayan
excedido en los plazos establecidos para la restitución del suministro, indicando los datos del
consumidor afectado y tiempo transcurrido hasta
la restitución del suministro.
Los objetivos de calidad del servicio y las sanciones
por incumplimiento, se podrán fijar en forma regional, a fin de tener en cuenta los costos locales asociados a la atención del servicio y las características del
consumo.
f)
“Artículo 104.- Información para Medición de Calidad
del Servicio. (Reformado por el artículo 22, Acuerdo
Gubernativo No. 68-2007). El distribuidor tendrá la
obligación de efectuar a su costo el registro de la información para la determinación de lo indicadores descritos en el presente Reglamento, de acuerdo a lo que
establezcan las normas técnicas que emita la Comisión.
Cantidad de quejas recibidas, agrupándolas de
acuerdo a lo establecido por la Comisión.
La Comisión dentro de sus facultades de fiscalización y control, podrá auditar cualquier etapa del
proceso de determinación de indicadores, así como
también exigir presentaciones periódicas y ampliadas de la actualización de la información. Para
cumplir con estos objetivos podrá contratar firmas
consultoras especializadas.”
Toda la información procesada, deberá ser almacenada
por el Distribuidor en registro informático computarizado y de fácil acceso por un período no inferior a cinco
(5) años y deberá estar en todo momento a disposición
de la Comisión. El distribuidor presentará informes semestrales, según las normas técnicas que emita la Comisión, incluyendo por lo menos lo siguiente:
Artículo 105.- Continuidad del Suministro. La
calidad del servicio prestado se evaluará en base a
índices o indicadores que reflejen la frecuencia y el
tiempo total de las interrupciones del suministro,
los cuales se calcularán con la metodología establecida en las NTSD. Se considera que el Distribuidor
no cumple con el nivel de calidad de servicio técnico,
cuando supera los valores admitidos para cada índice en cada etapa, definidos en las NTSD.
a) Índices o indicadores de continuidad de suministro, perfiles de tensión, desvíos a los límites
admisibles y los desequilibrios entre fases por
encima de los límites admisibles, en cada nodo
53
Cuando se produzcan fallas de larga duración a nivel generación-transmisión, los Distribuidores de
Servicio Público deberán indemnizar a sus usuarios
sujetos a regulación de precio por los kilovatios-hora
(kWh) racionados.
Artículo 107.- Emisión de Facturas. El Distribuidor
deberá emitir facturas claras y correctas del consumo
de electricidad de acuerdo a las disposiciones pertinentes de la Ley y sus reglamentos y a las normas
técnicas que emita la Comisión.
El monto de la indemnización por kilovatio-hora
(kWh) será el Costo de Falla, el cual será fijado por la
Comisión en la oportunidad en que se fijen las tarifas
de distribución.
De exceder las limitaciones de deficiencias de facturación establecidas en las NTSD o no aceptar la Comisión las fundamentaciones presentadas, el Distribuidor será objeto de las multas previstas para tales
casos en el presente Reglamento y en las NTSD.
Cuando se produzcan fallas de corta duración que
sobrepasen las normas técnicas, el distribuidor efectuará a sus usuarios un descuento en el cargo mensual de potencia. El descuento será proporcional a las
horas de falla respecto del número total de horas del
mes. El monto a indemnizar será descontado de la
factura del mes siguiente al que ocurrió la falla.
Artículo 108.- Información al Consumidor. Los
Distribuidores deberán hacer del conocimiento de
sus usuarios, por lo menos los siguientes aspectos:
agencias de cobro de la Distribuidora, dirección, teléfono, horario de atención al público y el número de
teléfono para la recepción de reclamos por fallas en
el suministro y un aviso a acordar con la Comisión
indicando la dirección y teléfono donde es posible
efectuar una reclamación.
Las indemnizaciones previstas en este artículo serán pagadas a los usuarios afectados mediante un crédito en la
facturación inmediatamente posterior al período de control, conforme lo previsto en las NTSD. Los Usuarios que
se hagan acreedores a tales indemnizaciones, serán los
abastecidos por las instalaciones donde se hayan producido las fallas de larga o corta duración. Para los casos en
que el punto de medición corresponda a un conjunto de
usuarios, el monto total de la indemnización se ingresará
en una cuenta de acumulación, para repartir entre todo el
conjunto de usuarios, en forma proporcional al consumo
de energía de cada uno respecto al conjunto.
Cuando un Distribuidor deba interrumpir el servicio
en alguna parte de la red, por motivos de mantenimiento, reparación, conexión con nuevos usuarios o
mejoras, deberá avisar a los usuarios con cuarenta y
ocho horas de anticipación, mediante la publicación
en un diario de mayor circulación.
Artículo 109.- Atención al Consumidor. Las solicitudes de los Consumidores al Distribuidor en los
diferentes tipos de servicio, deben establecerse bajo
procedimiento aprobado por la Comisión y dentro de
los plazos que se establecen en las NTSD. En caso de
superar dichos plazos, la Comisión aplicará las multas establecidas en las NTSD.
“Artículo 106.- Reclamos de los Consumidores. (Reformado por el artículo 23, Acuerdo Gubernativo
No. 68-2007). Toda reclamación de los Consumidores,
por deficiencias en la prestación del servicio, deberá
ser recibida y registrada por el Distribuidor, haciendo
constar el número correlativo, el nombre del Consumidor, la fecha y hora de recepción y el motivo de la
misma, mediante un sistema informático computarizado auditable que permita efectuar su seguimiento
hasta su resolución y respuesta al Consumidor.
Artículo 110.- Restablecimiento del Suministro. A
partir del momento en que el Consumidor abone las
facturas adeudadas, más los recargos que correspondan, el Distribuidor deberá restablecer el suministro
de electricidad dentro de las veinticuatro (24) horas
de haberse efectuado el pago.
Para este propósito, el Distribuidor deberá brindar a
sus Consumidores un servicio comercial eficiente y
deberá atender los reclamos por interrupción en el
suministro de electricidad las 24 horas del día.”
El incumplimiento al plazo de reposición del suministro, dará lugar a la aplicación de las sanciones establecidas en las normas técnicas que emita la Comisión.
54
“Artículo 111.- Libro de Quejas. (Reformado por el
artículo 24, Acuerdo Gubernativo No. 68-2007). El
Distribuidor deberá poner a disposición de los Consumidores en cada centro de atención comercial un
libro de quejas, foliado y notariado, donde el usuario
podrá asentar sus reclamos con respecto al servicio,
cuando no reciba las prestaciones o no sea atendido
conforme se establece a las normas técnicas que emita
la Comisión.
base los antecedentes que para este efecto proporcione el Distribuidor en medio computacional estándar.
La Comisión podrá nombrar un representante para
verificar la elección al azar de los consumidores. Los
resultados serán comunicados directamente a la Comisión y al Distribuidor.
La Comisión efectuará al 31 de diciembre de cada
año una clasificación de las empresas en cuanto a su
calidad de servicio, tomando en consideración la encuesta, y el índice representativo de la calidad de servicio. Esta clasificación será informada públicamente
en un diario de mayor circulación.
El libro de quejas deberá estar a disposición de la Comisión en todo momento. Por su parte, la Comisión podrá
poner a disposición de los usuarios, libros de quejas en
oficinas de entidades del Estado que la misma considere conveniente, teniendo para el efecto la previa coordinación correspondiente con dichas entidades.”
TITULO VII
SANCIONES
Artículo 112.- Veracidad de la Información. El Distribuidor está obligado a presentar a la Comisión la
información necesaria para la evaluación de la calidad
del servicio, conforme se establece en el presente Reglamento y las normas técnicas que emita la Comisión.
El ocultamiento o distorsión de la información, que el
Distribuidor deba remitir a la Comisión para el control
de la calidad del servicio, será considerado una falta
grave y será sancionada como tal.
CAPITULO I
Artículo 115.- Cumplimiento de la Ley, este Reglamento y resoluciones firmes de la Comisión. Toda
persona o empresa que opere a cualquier título instalaciones eléctricas deberá dar cumplimiento a la
Ley, a este reglamento y a las resoluciones que emita la Comisión, pudiendo ésta aplicar las sanciones
pertinentes.
Artículo 113.- No Entrega de Información. El Distribuidor está obligado a presentar a la Comisión la
información necesaria para la evaluación de la calidad del servicio, conforme se establece en el presente
Reglamento, su incumplimiento dará lugar a la aplicación de sanciones de acuerdo a lo establecido en
las NTSD.
En el caso de sanciones con multa, éstas se expresarán en términos de la componente de energía de la
tarifa aplicable a un kilovatio-hora, a nivel de tarifa
residencial de la Ciudad de Guatemala, correspondiente al primer día del mes en que se está aplicando
la multa.
Artículo 114.- Encuestas. Todos los años el Distribuidor realizará a su costo, una encuesta representativa a consumidores ubicados en la zona en la que
brinda el servicio, en la que éstos calificarán la calidad del servicio recibido. La encuesta se referirá
a los aspectos de calidad de servicio que se indican
en este Reglamento y a cualquier otro que señale la
Comisión.
Para los fines de la aplicación de sanciones con multas, cada día que el infractor deje transcurrir sin ajustarse a las disposiciones de la Ley y de sus reglamentos, después de la orden que, para el efecto, hubiere
recibido de la Comisión, será considerado como una
infracción distinta.
La encuesta será diseñada por la Comisión y deberá
efectuarse a través de empresas especializadas registradas en la Comisión. La selección de los consumidores a encuestar se efectuará al azar, tomando como
Artículo 116.- Rangos de Sanciones. En el caso de
los usuarios, las sanciones con multa estarán comprendidas en el rango de cien (100) a diez mil (10,000)
55
Distribución de electricidad serán sancionados por la
Comisión cuando no envíen a este en los plazos indicados, la información técnica y económica requerida
para la operación del Mercado Mayorista
kilovatios-hora, y en el caso de los generadores,
transportistas y distribuidores en el rango de diez mil
(10,000) a un millón (1,000,000) de kilovatios-hora,
dependiendo en todos los casos de la gravedad de la
falta, a juicio de la Comisión.
CAPITULO III
Artículo 117.- No Aplicación de Sanciones. No se
aplicará ninguna sanción en casos de fuerza mayor,
debidamente calificados como tal por la Comisión
SANCIONES A TRANSPORTISTAS
Artículo 120.- Aceptación del régimen de sanciones. En
los Contratos de Autorización del Transporte, se incluirá
una cláusula de aceptación por parte del Transportista del
régimen de sanciones por incumplimiento de obligaciones y calidad de servicio, que la Comisión establecerá.
CAPITULO II
SANCIONES A PARTICIPANTES DEL
MERCADO MAYORISTA
Artículo 121.- Criterios para establecer sanciones.
El valor de las sanciones a aplicar por Indisponibilidad Forzada será proporcional a los montos que se
paguen en concepto de Conexión y Peaje del equipo
en consideración y se tendrán en cuenta para ello los
siguientes aspectos:
Artículo 118.- Casos de Aplicación de Sanciones.
Los agentes y participantes del Mercado Mayorista
serán sancionados en los siguientes casos:
a) Incumplimiento de las normas de coordinación
emanadas por el AMM.
b) Incumplimiento sin causa justificada de los programas diseñados por el AMM para la operación
en tiempo real de las unidades generadoras y
sistemas de transmisión.
c) No efectúen los pagos correspondientes a transferencias de potencia y energía, de acuerdo a lo
que informe el AMM
d) No entreguen la información solicitada por el
AMM, o no cumplan con los plazos y periodicidad
indicados en el reglamento.
e) No entreguen al AMM la información sobre
precios y calidad de combustibles utilizados en
las centrales térmicas.
f) No cumplan con los programas definitivos de
mantenimiento mayor de las unidades generadoras o líneas de transmisión.
g) No efectúen los pagos para el funcionamiento del
AMM.
h) Entreguen información falsa
i) Incumplimiento de resoluciones o normas técnicas dictadas por la Comisión.
j) Toda otra infracción a la Ley, o a este Reglamento,
no indicada en los literales anteriores.
a) La duración de la indisponibilidad en minutos.
b) El número de salidas forzadas del servicio.
c) Los sobrecostos que sus restricciones producen
en el sistema eléctrico.
El valor de las sanciones para líneas en condición de
Indisponibilidad Forzada no será inferior al que correspondiere a la remuneración recibida anualmente
por Peaje dividido por el número de horas del año.
Artículo 122.- Categoría de las líneas. La Indisponibilidad Forzada de líneas se sancionará conforme
la Categoría dentro de la cual se halle comprendida
cada línea. A tales efectos, las líneas se ordenarán en
forma decreciente según los sobrecostos calculados
por el AMM, agrupándolas de la siguiente manera:
Categoría A: Incluye el conjunto de líneas que a partir del mayor sobrecosto acumulan el
setenta y cinco por ciento (75%) de los
sobrecostos atribuibles al STEE.
Categoría B: Incluye el conjunto de líneas que acumulan el siguiente veinte por ciento (20%)
de los sobrecostos atribuibles al STEE.
Artículo 119.- Sanciones por Incumplimiento en
los Plazos de Entrega de Información. Los propietarios de instalaciones de Generación, Transporte y
56
Artículo 127.- Regulación de tensión. Si el Transportista, operando en condiciones normales, por causas que le fueren imputables, no cumpliere con los
niveles de tensión estipulados en las NTCSTS, se le
aplicará la sanción correspondiente, igual a la que se
aplicaría por Indisponibilidad Forzada del equipo
que es necesario instalar para cumplir con los niveles
de tensión requeridos.
Categoría C: Incluye las líneas no consideradas en
las categorías A y B.
La Comisión determinará en base a estudios que realizará el AMM las líneas comprendidas en cada categoría, pudiendo, al incorporarse nuevas líneas que provoquen modificaciones significativas en la topología del
Sistema Eléctrico, revisar la calificación asignada.
Se entiende por condiciones normales a la situación
en que todos sus equipos están en servicio, y Generadores y Usuarios se mantienen dentro de los límites
de producción o consumo de potencia reactiva previstas en las NTCSTS.
Artículo 123.- Sanción por Indisponibilidad. La
indisponibilidad de líneas será penalizada con sanciones acumulativas asociadas a cada salida de servicio no programada, o no autorizada por el AMM,
diferenciando entre fallas de corta y larga duración.
La sanción por indisponibilidad no se aplicará si el
tiempo es menor de 10 minutos. El período de acumulación de indisponibilidades en una línea, será de
un año calendario.
Artículo 128.- Sanciones a la indisponibilidad programada. La sanción a aplicar sobre todo equipo considerado en Indisponibilidad Programada será fijada
por la Comisión con un porcentaje correspondiente a
los supuestos de Indisponibilidad Forzada.
Artículo 124.- Desconexiones automáticas. La Indisponibilidad Forzada de líneas que obligue a activar
desconexiones automáticas de generación y/o carga,
no activadas previamente, será sancionada adicionalmente. Para este efecto, la Comisión determinará el
incremento a las sanciones correspondientes durante el período en que tales dispositivos se encuentren
activados.
Artículo 129.- Excepciones. Si el Transportista realiza las tareas de mantenimiento en horas en las cuales
el equipo debe estar fuera de servicio por exigencias
operativas, de acuerdo a la operación programada
por el AMM no se aplicará sanción alguna.
Artículo 130.- Información de la Indisponibilidad.
Los Transportistas deberán comunicar, en forma fehaciente, al AMM toda situación de indisponibilidad
del equipo objeto de la autorización dentro de los
quince (15) minutos a partir del hecho que la produjo.
En caso de comprobarse que el Transportista hubiera omitido efectuar tal notificación, se le duplicará la
multa correspondiente.
Artículo 125.- Reducción de la Capacidad de Transporte. Cuando existan Reducciones de la Capacidad
de Transporte, entendiéndose por tales, las limitaciones parciales de la capacidad de transporte de una línea debido a la indisponibilidad del equipo asociado,
la Comisión aplicará las sanciones por la indisponibilidad forzada de líneas en proporción a la reducción de
la capacidad. La capacidad máxima y la reducida serán las determinadas por el AMM con los criterios de
operación y confiabilidad para condiciones normales.
El AMM deberá informar a la Comisión sobre todas
las indisponibilidades, siendo esta última la responsable de la aplicación de las sanciones.
Artículo 126.- Indisponibilidad del equipo de compensación. La sanción a aplicar en caso de Indisponibilidad forzada del equipo de potencia reactiva, entendiéndose por tal a los reactores y capacitores paralelo,
compensadores sincrónicos y compensadores estáticos, será proporcional a la Penalización por Déficit de
Reactivo que será establecido por la Comisión en las
NTCSTS. Los factores de proporcionalidad aplicables
a estas sanciones serán definidos por la Comisión.
La Comisión establecerá en las NTCSTS el régimen
de sanciones por incumplimiento o errores en el Sistema de Medición Comercial.
Artículo 131.- Monto máximo de sanciones. El monto
de las sanciones que por cualquier concepto se le impongan a cada Transportista no podrá superar el porcentaje
máximo, de su ingreso mensual, que determine la Comisión; entendiéndose por ingreso mensual el Peaje por
57
Transmisión o el Canon, según el caso. Los Contratos
de Autorización preverán que en caso de excederse este
porcentaje se producirá la rescisión de los mismos.
e) Incumplimiento con las medidas de seguridad
previstas en las NTSD durante tareas de
mantenimiento, reparación, conexión con nuevos
usuarios o mejoras.
Artículo 132.- Monto de las sanciones. Para determinar el monto de las sanciones, se aplicarán coeficientes para el cálculo del valor horario de las mismas,
incluidas en las NTCSTS, estas se basarán en evaluar
el costo ocasionado a los generadores y usuarios por
las fallas, y serán revisados por la Comisión cada cinco años.
f)
g) Cobro de tarifas mayores a las máximas fijadas.
Se denomina Remuneración Horaria de un Transportista al Peaje anual que recibe por una instalación dividido por 8,760 horas.
h) Mantener en servicio instrumentos de medición
defectuosos que alteren los registros.
Artículo 133.- Aplicación de la sanciones. La Comisión establecerá en las NTCSTS la forma en que los
montos percibidos por sanciones se utilizarán para
reducir el costo mayorista de la energía eléctrica o
compensar directamente a los afectados por la mala
calidad del servicio.
i)
No entregar al Ministerio o a la Comisión la información requerida en los plazos que se señalen,
o entregar información falsa.
j)
Dar a las servidumbres un uso distinto al autorizado.
k) No efectuar los aportes financieros que correspondan a la Comisión.
CAPITULO IV
l)
SANCIONES A DISTRIBUIDORES
Incumplimiento de resoluciones o normas técnicas dictadas por la Comisión.
m) Toda otra infracción a la Ley, o a este Reglamento,
no contempladas en los literales anteriores.
Artículo 134.- Sanciones a Distribuidores. Las empresas autorizadas para prestar el servicio de Distribución Final serán sancionados con multa en los
siguientes casos:
Artículo 135.- Aplicación de sanciones a distribuidores. La Comisión establecerá en las NTSD la forma
en que los montos percibidos por sanciones con multa se utilizarán compensar directamente a los afectados por la mala calidad del servicio.
a) Incumplimiento de los plazos indicados en este
Reglamento para la instalación del suministro de
electricidad.
b) Incumplimiento de los plazos indicados en este
Reglamento para la devolución de los aportes
reembolsables.
c)
Incumplimiento con los estándares de seguridad de las instalaciones de servicio establecidos en las disposiciones legales, reglamentarias
y normativas.
CAPITULO V
SANCIONES A USUARIOS
Artículo 136.- Sanciones a Usuarios. Los Usuarios
del servicio de distribución final serán sancionados
con multas que serán fijadas por la Comisión, cuando incurran en las siguientes conductas:
No realicen las encuestas indicadas en este
Reglamento.
d) Incumplimiento con los requerimientos de
calidad de servicio previstas en las NTSD que
elabore la Comisión.
a) Alterar los instrumentos de medición de consumo
instalados por las empresas autorizadas a prestar
el servicio público de distribución.
58
b) Efectuar consumos en forma fraudulenta.
c)
cargos, antecedentes y otros elementos de juicio que
considere conveniente. La Comisión resolverá definitivamente dentro de los quince (15) días calendario subsiguientes a la presentación de los descargos.
No permitir el acceso al inmueble al personal de
la empresa distribuidora, para inspecciones y
medición de consumo.
d) Cuando los usuarios produzcan perturbaciones
que excedan los límites fijados por la Comisión.
El Distribuidor está obligado a tomar acciones
sobre los usuarios, con el propósito de mantener
los límites establecidos en las perturbaciones,
el incumplimiento podrá ser sancionado por la
Comisión.
Artículo 139.- Documentos de Prueba. En las actuaciones ante la Comisión, serán admisibles todos los
medios de prueba admitidos por las Leyes procesales
vigentes. Los documentos que se aporten a título de
prueba podrán presentarse en original, copia o fotocopia simple. La Comisión podrá requerir por escrito
la presentación del documento original o fotocopia
legalizada del mismo.
e) Toda otra infracción a la Ley, a este Reglamento,
o las normas que emita la Comisión
Artículo 140.- Naturaleza. El proceso ante la Comisión será impulsado de oficio.
En todo caso, estas sanciones no eximen al usuario
el cancelar a la empresa autorizada a prestar el servicio el consumo fraudulento que hubiese efectuado,
con los intereses respectivos, y las reparaciones que
la empresa deba efectuar por el deterioro ocasionado,
sin perjuicio de la responsabilidad penal que puediera deducirse de los hechos.
Artículo 141.- Contenido de las Solicitudes de Descargo. La primera solicitud que se presente ante la
Comisión debe contener:
1
Nombres y apellidos completos del solicitante,
edad, estado civil, nacionalidad, profesión u
oficio y lugar para recibir notificaciones. Cuando
el solicitante no actúe en nombre propio, deberá
acreditar su personería.
2
Relación de los hechos a que se refiere la solicitud.
3
Peticiones que se formulen.
4
Lugar y fecha.
5
Firma del solicitante.
CAPITULO VI
PROCEDIMIENTOS PARA LA IMPOSICIÓN
DE SANCIONES
Artículo 137.- Investigación de Oficio. La Comisión
podrá iniciar una investigación para conocer y tramitar cualquier infracción a la Ley y sus reglamentos en
materia de su competencia, ya sea por cuenta propia
o por medio de una denuncia.
En las solicitudes posteriores, no será necesario consignar los datos de identificación indicados en el numeral primero, a excepción de sus nombres y apellidos completos.
Artículo 138.- Descargo de Sanciones. Cuando la
Comisión estime que alguna persona natural o jurídica ha cometido una infracción por la que amerite
una sanción, la pondrá en conocimiento del hecho y
lo emplazará para que en el término de diez (10) días
hábiles presente todas las circunstancias de hecho y de
derecho que estime correspondan a su descargo. Si el
supuesto aceptara su responsabilidad dentro de dicho
plazo, la Comisión aplicará las sanciones previstas.
La omisión de uno o varios de los requisitos enumerados, no será motivo para rechazar la solicitud. La
comisión se limitará a señalar al solicitante la deficiencia o deficiencias encontradas, fijándole un plazo
para que los subsane. Transcurrido dicho plazo sin
que el solicitante haya cumplido con los requerimientos indicados por la Comisión, ésta procederá a archivar la solicitud.
Dentro del plazo mencionado en el párrafo anterior, el
supuesto infractor podrá presentar a la Comisión des59
La Comisión no podrá negarse a recibir ninguna gestión formulada por escrito. Todo rechazo deberá ser
debidamente razonado y fundamentado en Ley.
15 días, por medio de una resolución firme, la cual
será notificada tanto al denunciante como a las partes
denunciadas.
Artículo 142.- Forma de realizar las Gestiones ante
la Comisión. Las gestiones ante la Comisión podrán
hacerse en forma personal o mediante mandatario.
Los representantes legales podrán acreditar su personería mediante fotocopias legalizadas de los documentos justificativos de la misma.
En caso de resolver la aplicación de una multa, ésta
será cancelada por el denunciado en los plazos indicados en este reglamento.
Artículo 148.- Notificaciones. Toda notificación deberá
realizarse en forma personal o por carta certificada.
Artículo 143.- Forma de pago. Todas las multas que
imponga la Comisión deberán ser canceladas por los
infractores dentro de los primeros 7 días del mes siguiente a la notificación respectiva.
TITULO VIII
RECURSOS ADMINISTRATIVOS
El monto de las multas pasará a formar parte de los
fondos privativos de la Comisión. La resolución de la
Comisión servirá de título ejecutivo para el procedimiento económico-coactivo.
“Artículo 149.- Recurso administrativo. (Reformado por el artículo 25, Acuerdo Gubernativo No. 682007). Contra las resoluciones definitivas emitidas
por la Comisión, cabrá el Recurso de Revocatoria.
Todo lo referente a este Recurso se regirá de conformidad con la Ley de lo Contencioso Administrativo,
Decreto 119-96 del Congreso de la República y sus
reformas.”
Artículo 144.- Denuncias. La denuncia deberá ser
efectuada en forma escrita a la Comisión. Esta deberá
señalar la identificación del denunciante, la especificación clara de la denuncia con la fecha y hora, de ser
pertinentes, y cualquier información o documentación que puedan probar los hechos denunciados.
TITULO IX
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
El no cumplimiento de la entrega de la información
solicitada en este artículo, hará que la Comisión no de
curso a la denuncia interpuesta ante ella.
Artículo 1. Plazo para adecuación del Sistema de
Medición de Potencia por parte de los Distribuidores. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 256-97
del 21 de marzo de 1997, publicado el 2/4/1997). Se
establece un período de un año contado a partir de
la fecha de publicación de este reglamento para que
los distribuidores cambien sus sistemas de medición
a fin de poder medir la potencia de punta. Durante
ese período, los distribuidores podrán continuar utilizando los sistemas actuales de medición y facturando la demanda máxima.
Artículo 145.- Investigación de denuncias. Una vez recibida la denuncia, la Comisión notificará al interesado,
dispondrá la investigación sumaria correspondiente y en
un plazo máximo de 30 días deberá entregar su resolución. Si la Comisión encuentra que no se deben formular
cargos, notificará a las partes y se dará por cerrado el caso.
Artículo 146.- Formulación de cargos. Cuando la
Comisión encuentre que se deben formular cargos,
notificará a las partes denunciadas de manera que
puedan presentar sus descargos en el plazo máximo
de 10 días, contados desde el día siguiente de la notificación respectiva.
Artículo 2. Régimen para las empresas existentes.
(Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 256-97 del 21
de marzo de 1997, publicado el 2/4/1997). Las personas
naturales o jurídicas que, en cumplimiento de lo preceptuado en el artículo 3 de las disposiciones transitorias
de la Ley, se vean obligadas a separar o transferir en
Artículo 147- Resolución. Una vez vencido el plazo establecido en el artículo anterior, la Comisión
resolverá sobre el particular en un plazo máximo de
60
Artículo 5.- Fijación de Anualidades de Inversión
de las Instalaciones Existentes del Sistema Principal de Transmisión. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 256-97 del 21 de marzo de 1997, publicado
el 2/4/1997). Para fijar las anualidades de inversión
de las instalaciones existentes del sistema principal
de transmisión, la o las empresas transportistas propietarias de las instalaciones destinadas a realizar la
actividad de transmisión y transformación de electricidad presentarán a la Comisión, 30 días después
de la publicación de este Reglamento, un estudio de
costos que permita determinar el valor nuevo de remplazo de dichos bienes para efectos de la fijación del
precio de los peajes, en caso que no sea posible establecerlo por libre acuerdo entre las partes.
cualquier forma sus activos de generación, transmisión
y distribución, podrán ceder los contratos de generación existentes, a las nuevas empresas. En el caso de
generación propia podrán realizar contratos de esta generación con sus distribuidoras u otras distribuidoras a
las que actualmente les esten suministrando.
Las empresas de distribución formadas de acuerdo a
lo señalado en este artículo, y en el plazo establecido
por la Ley, tendrán la calidad de Distribuidores de
Servicios de Distribución Final. Para el otorgamiento
de la zona autorizada para servicio de distribución,
estas empresas deberán presentar una solicitud al Ministerio para su autorización correspondiente.
Las empresas que se formen para la actividad de
Transporte o Generación, tendrán la respectiva calidad. Para ello bastará que presenten una solicitud al
Ministerio con la especificación de la actividad y una
descripción de sus instalaciones, procediendo el Ministerio a otorgar la autorización respectiva.
Artículo 6.- Publicación y Vigencia de la Primera Fijación de Tarifas y Peajes. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 256-97 del 21 de marzo de 1997, publicado el 2/4/1997). Las tarifas base y peajes a que se
refiere el artículo 2 de las Disposiciones Transitorias
de la Ley, deberán ser publicadas por la Comisión en
el Diario Oficial. Entrarán en vigencia al día siguiente
de su publicación y regirán por un período de dos
años, contados a partir de la fecha de publicación.
Articulo 3.- Bases de Licitación para adicionar nueva generación. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo
No. 256-97 del 21 de marzo de 1997, publicado el
2/4/1997). Mientras la Comisión no esté integrada o
ésta no hubiese elaborado los términos de referencia
para las licitaciones abiertas, que manda la Ley, para
adicionar nueva generación por medio de compra de
energía y potencia por parte de las empresas distribuidoras, estas podrán elaborar sus bases de licitación y remitir copia de las mismas, para su aprobación, al Ministerio en el caso que la Comisión no esté
integrada o a la Comisión cuando esté integrada.
Artículo 7.- Etapas de Implementación. (Transitorio,
Acuerdo Gubernativo No. 256-97 del 21 de marzo de
1997, publicado el 2/4/1997). La metodología de medición y control de los indicadores de calidad de servicio
establecidos en el artículo 104 de este reglamento, se
realizará en cuatro (4) etapas con niveles de exigencia
crecientes, de acuerdo al siguiente detalle:
a) Etapa preliminar, regirá a partir de la vigencia del
presente Reglamento y tendrá una duración hasta
seis (6) meses posteriores a la primera fijación
de tarifas por la Comisión. Durante esta etapa,
el Distribuidor bajo supervisión de la Comisión,
deberá implementar y establecer la metodología de
medición y control de los indicadores de calidad
de servicio de la prestación a aplicar en las etapas
siguientes.
Artículo 4.- Primer Presupuesto de la Comisión.
(Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 256-97 del
21 de marzo de 1997, publicado el 2/4/1997). La Comisión, dentro de los 30 días siguientes a la fecha en
que quede conformada, elaborará y publicará su presupuesto de ingresos y egresos para lo que reste del
año 1,997 y fijará el porcentaje de las aportaciones que
deberán pagar las empresas eléctricas de distribución.
Dichos aportes deberán ser pagados a partir del mes
siguiente a aquél en que se publique el presupuesto,
de conformidad con lo estipulado en el último párrafo del artículo 31 de este reglamento.
b) Etapa de prueba, se contará a partir de finalizada la etapa preliminar y tendrá una duración de
seis (6) meses. Durante la etapa de prueba, el Distribuidor deberá poner en marcha y a prueba la
61
c)
metodología establecida en la etapa preliminar,
consistente en efectuar el relevamiento de información correspondiente y calcular los respectivos
indicadores, de forma tal de asegurar el inicio de
la siguiente etapa, con la totalidad de los mecanismos de relevamiento y control ajustados.
Transporte en Instalaciones Actuales. (Transitorio,
Acuerdo Gubernativo No. 256-97 del 21 de marzo de
1997, publicado el 2/4/1997). El régimen de sanciones
previsto para la calidad del servicio de transporte en
instalaciones actuales, se aplicará en forma gradual,
de acuerdo a lo que se estipula a continuación:
Etapa de transición, tendrá su inicio a partir de
finalizada la etapa de prueba y tendrá una duración de doce (12) meses, período en el que se
exigirá el cumplimiento de los indicadores y valores prefijados para esta etapa. La etapa de transición está destinada a permitir al Distribuidor,
la adecuación de sus instalaciones y sistemas de
adquisición de información de forma tal de cumplir con las exigencias de calidad de servicio establecidas para la etapa de régimen. Durante esta
etapa se ajustarán, bajo supervisión de la Comisión la metodología de control a aplicar durante
la etapa de régimen.
a) durante los primeros seis (6) meses posteriores a
la fecha en la cual los transportistas comienzan a
recibir como remuneración los peajes establecidos
en este Reglamento no se aplicarán sanciones.
b) durante los segundos seis (6) meses se aplicará un
tercio del valor nominal de las sanciones previstas.
c)
durante los terceros seis (6) meses se aplicarán
dos tercios del valor nominal de las sanciones
previstas.
d) Transcurrido este período se aplicará el valor
nominal de las sanciones previstas.
d) Etapa de régimen, se iniciará a partir de finalizada la etapa de transición. Para esta etapa, el Distribuidor deberá contar con sistemas de adquisición y manejo de información que posibiliten a
la Comisión efectuar los controles previstos en el
presente Reglamento.
Para ampliaciones y nuevas instalaciones del Sistema de
Transporte posteriores a la entrada en vigencia de este
reglamento, se aplicará el literal “d” de este artículo.
Artículo 10.- Vigencia de las Condiciones Generales
del Servicio de Distribución. (Transitorio, Acuerdo
Gubernativo No. 256-97 del 21 de marzo de 1997,
publicado el 2/4/1997). Las condiciones generales del
servicio de distribución establecidas en los artículos
65, 66, 68, y del 71 al 74, de este Reglamento, entrarán
en vigencia un mes después de establecidas las tarifas
según el artículo 2 de las disposiciones transitorias de
la Ley. Los artículos del 71 al 74 serán aplicados solamente a obras que se inicien posteriormente a esta
fecha.
Durante la etapa de transición, los controles se efectuarán mediante indicadores globales a los suministros en los diferentes niveles de tensión. En la etapa
de régimen, se controlará la prestación del servicio a
nivel de cada suministro en alta y media tensión y en
forma global a los suministros en baja tensión. En esta
etapa se iniciará la aplicación de sanciones, tanto al
distribuidor como a los usuarios, tal como se establece en el presente reglamento.
Artículo 11.- Estudios y/o Exploraciones en Desarrollo y Construcciones en Proceso. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 256-97 del 21 de marzo de 1997,
publicado el 2/4/1997). Las empresas que antes de la
vigencia de este Reglamento hayan iniciado la construcción de plantas generadoras, estudios y/o exploración de recursos hidroeléctricos y/o recursos geotérmicos deberán enviar al Ministerio una solicitud de
autorización temporal o definitiva, según corresponda,
quien efectuará la evaluación de cada caso, pudiendo
solicitar la información que considere conveniente. El
Artículo 8.- Gradualidad de Aplicación de Indemnizaciones. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo
No. 256-97 del 21 de marzo de 1997, publicado el
2/4/1997). La aplicación de las indemnizaciones previstas en el artículo 106 de este reglamento y en las
NTSD se realizará con la misma gradualidad con que
se establece el régimen de calidad del servicio, de
acuerdo a lo estipulado en el artículo anterior.
Artículo 9.- Gradualidad de Aplicación del Régimen de Sanciones para la Calidad del servico de
62
Ministerio otorgará la autorización si corresponde y
procederá a elaborar el contrato respectivo.
rán elegidos por votación simple. Cada elector podrá
proponer candidatos para integrar la terna.
Para este efecto, no se aplicará el mecanismo de concurso establecido en el artículo 15 y lo referente a adjudicación de autorizaciones del artículo 16 de este
reglamento.
Para la elección de la terna a proponer al Ejecutivo, el
Ministerio establecerá una fecha la cual será comunicada a los tres electores. Estos tendrán tres votos cada
uno, los cuales podrán ser otorgados en la forma en
que cada elector estime conveniente, pudiendo inclusive otorgar los tres votos a un solo candidato. Los tres
candidatos que obtengan el mayor número de votos
integrarán la terna que será propuesta al Ejecutivo.
Artículo 12.- Procedimiento para la constitución de
la primera Comisión Nacional de Energía Eléctrica.
21 de marzo de 1997, publicado el 2/4/1997).
El proceso de postulación no se interrumpirá por el
hecho de que una o más de las actividades no logren
elegir a su elector. Si hubiere empate entre dos o más
candidatos para determinación del tercer integrante de
la terna, se realizará una segunda vuelta unicamente
entre los candidatos con igual número de votos.
Para la constitución de la primera Comisión se seguirán los siguientes procedimientos:
a) El Ministerio publicará la convocatoria para la
selección de las ternas en dos diarios de mayor
circulación.
En casos no previstos en este artículo, el Ministerio
resolverá lo que estime procedente.
b) Los rectores de las universidades del país, se
reunirán en el lugar y fecha indicados por el
Ministerio en su convocatoria para la elección de la
terna. Esta elección se realizará por mayoría simple
de los presentes. Para que las decisiones sean
válidas, deberán estar presentes al menos la mitad
más uno de los rectores. En caso de no lograrse
el quórum necesario, los rectores se reunirán el
día siguiente en el mismo lugar y hora y podrán
efectuar la elección con el número que comparezca.
c)
Artículo 13.- Vigencia. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 256-97 del 21 de marzo de 1997, publicado el 2/4/1997). El presente Reglamento empezará a
regir al día siguiente de su publicación en el Diario
Oficial.
DISPOSICIONES TRANSITORIAS DEL
ACUERDO GUBERNATIVO No. 68-2007
Artículo 26. Plan de Expansión del Sistema de Transporte. (Transitorio, reformas Acuerdo Gubernativo
No. 68-2007). En tanto se crea el Órgano Técnico especializado por el Ministerio de Energía y Minas, el
Plan de Expansión del Sistema de Transporte, será
elaborado y ejecutado por la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica.
Para la elección de la primera terna por los Agentes
del Mercado Mayorista, el Ministerio establecerá
un registro separado para Generadores, Transportistas y Distribuidores. Las empresas dedicadas a
una o más de estas actividades deberán acreditarse
en la actividad que tengan un porcentaje mayor de
participación en el Sistema Eléctrico Nacional. Para
esta ocasión los comercializadores, importadores y
exportadores serán considerados como distribuidores. Las empresas para que puedan acreditarse,
deben superar los límites establecidos en el artículo
39 de este reglamento.
Artículo 27. Licitación para Adicionar Nueva Generación. (Transitorio, reformas Acuerdo Gubernativo No. 68-2007) Mientras no esté elaborado el Plan
de Expansión de Generación a que se refiere el artículo 15 Bis del Reglamento del Administrador del
Mercado Mayorista, la Comisión realizará, en forma
conjunta con las empresas distribuidoras, un análisis
integral del estado actual de contratación de los requerimientos de suministro de potencia y energía de
cada una de ellas. Si los resultados del análisis de-
El Ministerio establecerá una fecha límite para la
acreditación. Posterior a la misma, el Ministerio convocará a las empresas acreditadas para la elección de
un elector de cada una de las actividades, quienes se-
63
terminan la necesidad de contratación, se procederá
a realizar la licitación abierta, conforme al procedimiento establecido en el artículo 65 Bis de este Reglamento. Por esta única vez, la Comisión determinará
el plazo de anticipación y las bases, con que debe
efectuarse la licitación abierta.
Nota:
El Acuerdo Gubernativo No. 256-97 fue publicado
el 2 de abril de 1997, en el Diario Oficial y entró en
vigencia el 3 de abril de 1997.
Nota:
el 5 de marzo de 2007, en el Diario de Centro América y entró en vigencia el 6 de marzo de 2007.
Artículo 28. Contratos existentes. (Transitorio, reformas Acuerdo Gubernativo No. 68-2007) Para efectos
de traslado de costos a tarifas de los usuarios regulados, a partir de la vigencia del presente Acuerdo Gubernativo, los distribuidores no podrán prorrogar los
plazos de los contratos existentes.
Nota:
El Acuerdo Gubernativo No. 145-2008 fue publicado el lunes 26 de mayo de 2008, en el Diario de
Dentro América y entró en vigencia el martes 27 de
mayo de 2008.
Artículo 29. Ampliación del Sistema de Transporte por Licitación Pública. (Transitorio, reformas
Acuerdo Gubernativo No. 68-2007) Con el objetivo
de satisfacer las necesidades urgentes del Sistema
Nacional Interconectado, el proceso de Licitación Pública para ejecutar el primer Plan de Expansión del
Transporte, será realizado por la Comisión.”
COMUNÍQUESE
ALVARO ARZÚ
Presidente
LEONEL LÓPEZ RODAS
Ministro de Energía y Minas
Artículo 30. Vigencia. (Transitorio, reformas Acuerdo Gubernativo No. 68-2007) El presente Acuerdo
empezará a regir a partir del siguiente día de su publicación en el Diario de Centro América.
64
Centro de Control de Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A.
Reglamento del Administrador
del Mercado Mayorista
Reglamento del Administrador
del Mercado Mayorista
CONSIDERANDO:
ACUERDO GUBERNATIVO
NUMERO 299-98
Que de conformidad con el artículo 38 del Reglamento
de la Ley General de Electricidad, corresponde al
Ministerio de Energía y Minas elaborar el reglamento
específico que regule el funcionamiento del
Administrador del Mercado Mayorista.
Guatemala, 25 de mayo de 1998.
El Presidente de la República
POR TANTO:
CONSIDERANDO:
En el ejercicio de las funciones que le confiere el
artículo 183, inciso e), de la Constitución Política de
la República de Guatemala,
Que es función del Estado establecer las normas
fundamentales que permitan el abastecimiento suficiente y confiable del servicio de energía eléctrica
con precios accesibles a la población, garantizando su
desarrollo económico y social.
ACUERDA:
Emitir el siguiente:
CONSIDERANDO:
REGLAMENTO DEL ADMINISTRADOR
DEL MERCADO MAYORISTA
Que es responsabilidad del Gobierno de la República
facilitar el crecimiento del subsector eléctrico y satisfacer
las necesidades sociales y económicas de los habitantes,
a través de la participación de los sectores productivos
del país, buscando mejorar el nivel de vida de todos
los guatemaltecos, especialmente los habitantes de las
regiones del interior del país que actualmente no tienen
servicio de energía eléctrica en sus localidades.
TITULO I
DEFINICIONES Y
CAPITULO I
CONSIDERANDO:
DEFINICIONES
Que el decreto número 93-96 del Congreso de
la República, Ley General de Electricidad, en su
artículo 44 determina que la administración del
Mercado Mayorista estará a cargo del Administrador
del Mercado Mayorista cuyas funciones son: la
coordinación de la operación, el establecimiento de
precios de mercado de corto plazo y garantizar la
seguridad y el abastecimiento de energía eléctrica.
Artículo 1. Definiciones. (Reformado por el artículo
1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Para los
efectos de este Reglamento además de las definiciones
contenidas en la Ley General de Electricidad y su
Reglamento se aplicarán las siguientes:
CONSIDERANDO:
Administrador del Mercado Mayorista: (Reformado
por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 692007). Es el ente encargado de la administración y
coordinación del Mercado Mayorista.
Que el decreto número 93-96 del Congreso de la
República, Ley General de Electricidad, en su artículo
44 determina que la conformación, mecanismos
de financiamiento y el funcionamiento del
Administrador del Mercado Mayorista, se normará
de conformidad con la Ley General de Electricidad,
su reglamento y su propio reglamento específico.
Año Estacional: (Adicionado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es el período de
doce (12) meses que inicia el uno de mayo y termina
el treinta de abril del año siguiente o el que defina en
el futuro la Comisión Nacional de Energía Eléctrica a
propuesta del Administrador del Mercado Mayorista,
para efectos de la Programación de Largo Plazo.
65
Demanda Interrumpible: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la demanda que un Gran Usuario se compromete a retirar
del Sistema Eléctrico Nacional, en el corto o largo plazo, ante un requerimiento del Centro de Despacho de
Carga por emergencias o fallas en el Sistema Nacional Interconectado, por una condición programada y
acordada previamente o por una señal de precio, de
conformidad con las Normas de Coordinación.
Centro de Despacho de carga del Administrador
del Mercado Mayorista: Es la dependencia del
Administrador del Mercado Mayorista encargada
de la coordinación de la operación en tiempo real del
Sistema Nacional Interconectado de Guatemala y de
sus interconexiones internacionales.
Comercialización: (Adicionado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la actividad
por medio de la cual se compra y vende potencia y
energía eléctrica en el Mercado Mayorista.
Demanda Máxima: (Adicionado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la potencia
máxima del Sistema Nacional Interconectado, registrada por el Administrador del Mercado Mayorista
durante el año calendario.
Comercialización de la Demanda: (Adicionado
por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 692007). Es la actividad por medio de la cual un
Comercializador, a través de un Contrato de Comercialización, asume todas las responsabilidades
comerciales de un Gran Usuario ante el Administrador del Mercado Mayorista, de conformidad con
lo establecido en este Reglamento y en las Normas
de Coordinación.
Demanda Máxima Proyectada: (Reformado por el
proyección de la Demanda Máxima del Sistema Nacional Interconectado que calcula el Administrador
del Mercado Mayorista, según lo establecido en las
Normas de Coordinación.
Comercialización de la Oferta: (Adicionado por el
actividad por medio de la cual un Comercializador,
a través de un Contrato de Comercialización, asume
las responsabilidades comerciales de un Participante
Productor, por la venta total o parcial de su potencia y
energía, ante el Administrador del Mercado Mayorista
de acuerdo a lo establecido en este Reglamento y en
las Normas de Coordinación.
Despacho: Se refiere al despacho económico de carga
que realiza el Administrador del Mercado Mayorista.
Despacho Económico: (Adicionado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es el despacho
de las unidades de generación optimizado al mínimo
costo para garantizar el abastecimiento de la demanda
del Sistema Nacional Interconectado y se calcula
según lo establecido en las Normas de Coordinación.
Demanda Firme: (Reformado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la demanda
de potencia calculada por el Administrador del Mercado Mayorista, que debe ser contratada por cada Distribuidor o Gran Usuario, en el Año Estacional correspondiente. La demanda firme del Sistema Nacional
Interconectado, es la suma de las demandas firmes de
todos los Distribuidores y Grandes Usuarios.
Exportación: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). Es la actividad por medio de la cual se comercializa electricidad o Servicios
Complementarios, desde el Mercado Mayorista al
Mercado Eléctrico Regional, o a cualquier otro mercado eléctrico.
Exportador: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es el Participante
del Mercado Mayorista que realiza actividades de
Exportación.
Demanda Firme Efectiva: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la demanda máxima mensual de cada Distribuidor o Gran
Usuario, registrada durante los períodos de máxima
demanda diaria del Sistema Nacional Interconectado,
más las pérdidas y reservas necesarias que haya determinado el Administrador del Mercado Mayorista.
Fraude: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). Es el acto de evadir el
pago correspondiente al consumo real de electricidad,
66
en cuenta las condiciones de déficit en la oferta de
generación.
a través de la alteración de los equipos de medición
o instalaciones asociadas o cualquier otro medio y las
demás definiciones aplicables de acuerdo a las leyes
vigentes de la República de Guatemala.
Mercado Eléctrico Regional: (Adicionado por el
artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es el
Mercado Eléctrico creado por el Tratado Marco del
Mercado Eléctrico de América Central.
Gran Usuario con Representación: (Adicionado
por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 692007). Es el Gran Usuario que celebra un Contrato de
Comercialización con un Comercializador. El Gran
Usuario con Representación está obligado a cubrir su
Demanda Firme mediante Contratos de Potencia.
Normas de Coordinación: (Adicionado por el artículo
1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Son las disposiciones y procedimientos emitidos por el Administrador
del Mercado Mayorista (AMM) y aprobados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, de conformidad
con la Ley General de Electricidad, el Reglamento de
dicha Ley y el Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista, y que tienen por objeto coordinar las
actividades comerciales y operativas, con la finalidad
de garantizar la continuidad y la calidad del servicio.
Gran Usuario Participante: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es el
Gran Usuario que participa directamente en el Mercado Mayorista realizando sus compras de potencia
y energía por medio de Contratos a Término o bien
comprando la energía en el mercado de oportunidad,
siendo responsable de las operaciones comerciales
que realice en el Mercado Mayorista. El Gran Usuario Participante está obligado a cubrir su Demanda
Firme mediante contratos de potencia.
Normas de Coordinación Comercial: (Reformado
Es el conjunto de disposiciones y procedimientos,
emitidos por el Administrador del Mercado Mayorista
(AMM) y aprobados por la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica, que tienen por objeto garantizar
la coordinación de las transacciones comerciales del
Mercado Mayorista.
Importación: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la actividad por
medio de la cual se comercializa electricidad o Servicios Complementarios al Mercado Mayorista, desde
el Mercado Eléctrico Regional o desde cualquier otro
mercado eléctrico.
Normas de Coordinación Operativa: (Reformado por
el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es el
conjunto de disposiciones y procedimientos, emitidos
por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM), y
aprobados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, que tienen por objeto, garantizar la coordinación de
la operación del Sistema Nacional Interconectado, para
abastecer la demanda a mínimo costo, manteniendo la
continuidad y la calidad del servicio.
Importador: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). Es el participante del
Mercado Mayorista que realiza actividades de
importación.
Integrantes: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). Son los Generadores,
Grandes Usuarios, Transportistas y Distribuidores del
Sistema Nacional Interconectado (SNI) que sin cumplir
todos los requisitos de la condición de Agente, pueden
a juicio del Administrador del Mercado Mayorista
incorporarse a la actividad de coordinación de la
operación técnica y serán reconocidos como integrantes
por el Administrador de Mercado Mayorista.
Oferta Firme: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). Es una característica
técnica de cada unidad generadora que se calcula en
función de su Potencia Máxima y de su disponibilidad,
o la relacionada con las Transacciones Internacionales.
Oferta Firme Eficiente: (Reformado por el artículo
1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la cantidad máxima de potencia que una central generadora
o Transacción Internacional puede comprometer en
Máquina de Falla: (Reformado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es una máquina
ficticia que se modela en el Despacho para tener
67
contratos para cubrir la Demanda Firme que se calcula en función de su Oferta Firme y de la eficiencia
económica de la central generadora o Transacción
Internacional con respecto al conjunto de centrales
generadoras instaladas en el Sistema Nacional Interconectado y Transacciones Internacionales.
Servicios Complementarios: Son los servicios requeridos para el funcionamiento del Sistema Nacional
Interconectado, con el nivel de calidad y el margen
de confiabilidad, de acuerdo a lo establecido en las
Normas Técnicas y en las de Coordinación.
Suministrador: (Adicionado por el artículo 1,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es el Distribuidor, Generador o Comercializador con el que un Gran
Usuario tiene firmado un contrato de suministro de
electricidad.
Oferta Firme Disponible: Es la parte de la Oferta Firme de cada unidad generadora que se calcula considerando la indisponibilidad registrada en los períodos de máxima demanda del mes, de acuerdo con las
Normas de Coordinación Operativa.
Transacción Internacional: (Adicionado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la
transacción de compra o venta de potencia y energía
con entidades de otros países y que por las características de los contratos suscritos puedan ser considerados como Oferta Firme o como Demanda Firme
dentro del Mercado Mayorista, según corresponda.
Participante Consumidor: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Para propósitos de coordinación operativa y comercial, se denomina así a los Distribuidores, Comercializadores,
Exportadores y Grandes Usuarios.
Participante Productor: (Reformado por el artículo
1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Para propósitos de coordinación operativa y comercial, se denomina así a los Generadores, Comercializadores e
Importadores.
Transacciones de Desvío de Potencia: (Reformado
Es el conjunto de intercambios en el Mercado Mayorista, que resulta de los excedentes o faltantes de
la potencia comprometida en contratos entre sus
participantes.
Plan de Expansión de Generación: (Adicionado por
la planificación de las necesidades de generación de
acuerdo con lo establecido en este Reglamento y en la
Unidad Generadora Forzada: (Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Es la unidad generadora obligada a operar fuera del despacho
económico por causa de restricciones técnicas, operativas, de calidad o de confiabilidad, del parque de generación o de la red de transporte así como por cláusulas
de compra mínima de energía de los Contratos Existentes. La energía producida por esta unidad generadora
se denomina Generación Forzada.
Precio de la Potencia de Punta: Es el costo marginal,
de suministrar potencia al Mercado Mayorista.
Precio de Oportunidad de la Energía o Precio Spot:
(Reformado por el artículo 1, Acuerdo Gubernativo
No. 69-2007). Es el valor del Costo Marginal de Corto
Plazo de la Energía en cada hora, o en el período que
defina La Comisión Nacional de Energía Eléctrica,
establecido por el Administrador del Mercado Mayorista, como resultado del despacho.
CAPITULO II
PRINCIPIOS GENERALES
Artículo 2. Objeto del reglamento. El presente reglamento define los principios generales del Mercado
Mayorista, así como la organización, funciones, obligaciones y mecanismos de financiamiento del Administrador del Mercado Mayorista.
Precio de Referencia de la Potencia: (Reformado por
el precio que se utiliza para valorizar las Transacciones
de desvío de Potencia, según lo establecido en este
Reglamento y en las Normas de Coordinación.
68
Participantes Productores, valoradas al Precio de
Referencia de la Potencia, el que se utilizará en
la liquidación mensual de dichas transacciones.
En las Transacciones mensuales, se liquidan las
diferencias entre la Demanda Firme Efectiva de
cada Distribuidor, Gran Usuario o Exportador y
su Demanda Firme efectivamente contratada durante el Año Estacional correspondiente.
Artículo 3. Productos y Servicios del Mercado Mayorista. Los productos y servicios que se compran y
venden en el Mercado Mayorista son:
a)
b)
c)
d)
Potencia eléctrica
Energía eléctrica
Servicios de transporte de energía eléctrica
Servicios Complementarios.
La metodología de cálculo de estos desvíos será establecida en las Normas de Coordinación de conformidad con lo establecido en este Reglamento.
Artículo 4. Operaciones de Compra y Venta del
Mercado Mayorista. (Reformado por el artículo 2,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Las operaciones
de compra y venta del Mercado Mayorista se realizan
a través de:
“Artículo 5. Agentes del Mercado Mayorista y
Grandes Usuarios. (Reformado por el artículo 3,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Son Agentes del
Mercado Mayorista los definidos en el artículo 39 del
Reglamento de la Ley General de Electricidad.
a) Un Mercado de Oportunidad o Mercado Spot,
para las transacciones de oportunidad de energía
eléctrica, con un precio establecido en forma horaria, o el precio que defina la Comisión, en caso
que la misma considere necesario reducir este período. En este mercado cada comprador compra
del conjunto de vendedores y las transacciones
se realizan al precio de oportunidad de la energía, calculado en base al costo marginal de corto plazo, que resulta del Despacho de la Oferta
Disponible.
Los Agentes y Grandes Usuarios, para poder realizar
transacciones en el Mercado Mayorista o gozar de
dicha calidad deben previamente inscribirse en el
Registro de Agentes y Grandes Usuarios del Mercado
Mayorista del Ministerio de Energía y Minas o en la
entidad que éste designe y cumplir con las Normas
de Coordinación.
b) Un Mercado a Término, para contratos entre Agentes o Grandes Usuarios, con plazos, cantidades y
precios pactados entre las partes. En este mercado los Agentes del Mercado Mayorista y Grandes
Usuarios pactarán libremente las condiciones de
sus contratos. Los contratos de compra de potencia y energía eléctrica existentes antes de la vigencia
de la Ley, serán considerados como pertenecientes
al Mercado a Término. Los contratos del Mercado
a Término deberán de estar enmarcados dentro de
lo preceptuado por la Ley, y sus reglamentos, y su
coordinación comercial y operativa será realizada
por el Administrador del Mercado Mayorista. Estos contratos no podrán tener cláusulas de compra
mínima obligada de energía o limitar el derecho de
vender excedentes.
Los Integrantes serán reconocidos como tales por
el Administrador del Mercado Mayorista, con la
autorización previa de la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica, y deberán cumplir con todas las
obligaciones que le son inherentes a los Agentes.“
c)
b) Cumplir con las normas emitidas por la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica y normas emitidas
por el Mercado Mayorista; así como mantenerse
dentro de la operación programada por el Admi-
Artículo 6. Derechos y Obligaciones de los Agentes
y Grandes Usuarios. Los Agentes del Mercado
Mayorista y Grandes Usuarios tienen las siguientes
obligaciones y derechos:
Obligaciones:
a) No realizar actos contrarios a la libre competencia
o contrarios a los principios establecidos en la
Ley y sus reglamentos.
Un Mercado de Transacciones de Desvíos de
Potencia diarios y mensuales. En las Transacciones diarias, se liquidan las diferencias entre
la potencia disponible y la Potencia Firme de los
69
Mercado Mayorista para la programación y el
Despacho.
nistrador del Mercado Mayorista y obedecer sus
instrucciones de operación.
c)
c)
Cumplir con la implementación, instrumentación
y mantenimiento de los sistemas necesarios para
la operación confiable y con calidad del sistema
eléctrico, incluyendo los mecanismos destinados
a mejorar el desempeño transitorio y dinámico
del sistema, los sistemas de comunicaciones y enlaces de datos y sistemas de alivio de carga, de
acuerdo a la Normas que al respecto emita la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.
d) Cualquier otro derecho que conforme a la Ley, y
sus reglamentos le corresponda.
El Administrador del Mercado Mayorista deberá
reportar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica
a los Participantes que incurran en las faltas
establecidas en la Ley, sus reglamentos y normas.
d) Cumplir en tiempo y forma con los pagos que
surjan en el Mercado Mayorista como resultado
de las transacciones comerciales, cargos y cuotas
que se definen en este reglamento y las Normas
de Coordinación.
Artículo 7. El Administrador del Mercado Mayorista.
Es el ente que realizará las funciones que le asigna
la Ley General de Electricidad, su Reglamento y el
presente reglamento.
e) Instalar y mantener los equipos y unidades terminales remotas que le sean requeridos por el
Administrador del Mercado Mayorista.
f)
Artículo 8. Alcance del reglamento. Las disposiciones
del presente reglamento se aplican a las actividades del
Mercado Mayorista y del Administrador del Mercado
Mayorista, dentro del marco de la Ley General de
Electricidad y el Reglamento de la misma; siendo
de observancia obligatoria, incluyendo las Normas
de Coordinación, para todos los Participantes del
Mercado Mayorista, sean estos personas individuales
o jurídicas, con participación privada, mixta o estatal,
independientemente de su grado de autonomía y
régimen de constitución.
Reconocer la autoridad operativa del Centro de
Despacho de Carga, aceptando el despacho requerido y las instrucciones de operación y suministro de servicios complementarios.
g) Cumplir los racionamientos programados, incluyendo servicios de desconexión automática de
cargas, dentro de los límites técnicos establecidos
en la Normas Técnicas.
Artículo 9. Suministro de información. Cada uno de
los Participantes del Mercado Mayorista deberá suministrar al Administrador del Mercado Mayorista
toda la información que éste le solicite, para realizar
el Despacho o programación de la operación, la coordinación de la operación con calidad y seguridad, y
el cierre de las transacciones comerciales del Mercado
Mayorista. Toda la información será manejada con
estricta confidencialidad. Las Normas de Coordinación definen criterios, metodología y tipos de la
información de la operación y de las transacciones
comerciales a suministrar; así como su organización,
archivo y definición de la información a que tendrán
acceso los Participantes del Mercado Mayorista y el
Ministerio.
h) Para el caso del Agente Distribuidor, Comercializador y Gran Usuario, deberán contar con contrato de Potencia, que les permita cubrir sus requerimientos de Demanda Firme.
i)
Recibir del Administrador del Mercado Mayorista información sobre la programación de la operación y Despacho, y sobre los resultados de la
operación.
Cualquier otra obligación que conforme a la Ley,
y sus reglamentos le corresponda.
Derechos:
a) Operar libremente en el Mercado Mayorista, de
conformidad con la ley y sus reglamentos.
b) Acceso a la información sobre los modelos y
metodología utilizados por el Administrador del
70
Artículo 10. Incompatibilidad de la información. En
caso que el Administrador del Mercado Mayorista
detecte incompatibilidades en la información proporcionada por un Participante, deberá solicitar las aclaraciones necesarias. De no llegar a un acuerdo, el Administrador del Mercado Mayorista deberá elevar los antecedentes a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica
para que resuelva. En tanto la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica resuelve, el Administrador del Mercado Mayorista utilizará los datos suministrados por el
Participante, bajo la responsabilidad de éste.
“Artículo 13. Acciones de verificación. (Reformado
por el artículo 5, Acuerdo Gubernativo No. 692007). Para cumplir con las funciones contenidas en
la Ley General de Electricidad, el Reglamento de la
Ley y el presente Reglamento, la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica deberá ejecutar las siguientes
acciones:
a) Investigar las quejas que presenten los Participantes del Mercado Mayorista, respecto del funcionamiento del Administrador del Mercado Mayorista y de la aplicación de este Reglamento y
las Normas de Coordinación.
CAPITULO III
b) Auditar los costos variables de los Generadores e
investigar las posibles causas de precios inusualmente altos o bajos.
MECANISMO DE VERIFICACION
Artículo 11. Responsable del mecanismo de verificación. De conformidad con la Ley, corresponde a la
Comisión Nacional de Energía Eléctrica velar por el
cumplimiento de las obligaciones de los Participantes, ejerciendo la vigilancia del Mercado Mayorista
y del Administrador del Mercado Mayorista, determinando incumplimientos, así como necesidades de
cambios en la estructura o reglas del Mercado Mayorista a través del Ministerio.
c)
Investigar acciones o circunstancias inusuales
de comercialización o declaración de costos
que indiquen una posible condición de colusión o abuso de posición dominante u otro tipo
de actividad anticompetitiva, y contraria a la
Ley y sus Reglamentos.
d) Investigar las acciones o hechos que indiquen
una posible restricción o discriminación al libre
acceso a la red de transporte y de distribución.
“Artículo 12. Acceso a la información. (Reformado
Para cumplir con sus atribuciones y con propósitos
estadísticos, respetando las limitaciones establecidas en la Ley de la materia, la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica tendrá acceso a toda la información
del Mercado Mayorista y los procedimientos, metodologías, modelos, bases de datos y resultados del
Administrador del Mercado Mayorista. La Comisión
Nacional de Energía Eléctrica estimulará la relación
interinstitucional con otras entidades del gobierno
para compartir información.
e) Investigar situaciones inusuales en que existe
generación disponible que no se ofrece al Mercado
Mayorista o falta de oferta en el Mercado.
f)
Analizar actividades o circunstancias inusuales
en la Importación o Exportación.
g) Investigar el mal uso o uso inapropiado de información confidencial o trato discriminatorio a
Agentes del Mercado Mayorista, Grandes Usuarios e Integrantes en el acceso a la información
del Administrador del Mercado Mayorista.
Le esta expresamente vedado tanto a la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica como al Administrador
del Mercado Mayorista, a sus integrantes y empleados, la utilización total o parcial de cualquier información obtenida con apego al presente artículo, para
cualquier otro fin que no sea el cumplimiento estricto
de las atribuciones conferidas en la Ley General de
Electricidad.”
h) Investigar cualquier otro acto o comportamiento
del Administrador del Mercado Mayorista, o de los
Participantes que sean contrarios a los principios
o disposiciones de la Ley, sus Reglamentos y las
Normas Técnicas y de Coordinación.
71
i)
Proponer al Ministerio de Energía y Minas mejoras
o adiciones para completar vacíos regulatorios de
la Ley y sus Reglamentos, con el fin de corregir
problemas detectados, justificando los cambios.
j)
Aprobar o improbar las Normas de Coordinación
propuestas por el Administrador del Mercado
Mayorista, así como sus modificaciones.”
Para la elaboración del referido Plan, se contará con
la asesoría técnica del Administrador del Mercado
Mayorista, la que consistirá en realizar los estudios
técnicos y proporcionar la información necesaria
que se le solicite para analizar el comportamiento
del Mercado Mayorista y del Sistema Nacional Interconectado, con el objetivo de identificar las necesidades de generación para el cubrimiento de la demanda del sistema. El Administrador del Mercado
Mayorista deberá presentar ante el Órgano Técnico
la información antes del uno (1) de mayo del año
que corresponda.
TITULO II
EL ADMINISTRADOR DEL
MERCADO MAYORISTA
El Plan será elaborado antes del treinta (30) de septiembre del año que corresponda y su resultado
será presentado a la Comisión y al Administrador
del Mercado Mayorista (AMM), durante la primera
semana de octubre; quienes podrán formular sus
observaciones dentro de los treinta (30) días calendario siguientes; pudiendo el Órgano Técnico
especializado, dentro de los siguientes quince (15)
días calendario, aceptarlas o rechazarlas, debiendo
en este último caso, sustentarlo mediante estudios
técnicos y económicos especializados.
CAPITULO I
OBJETIVO Y FUNCIONES
Artículo 14. Objetivo del Administrador del Mercado Mayorista. El objetivo del Administrador del
Mercado Mayorista es asegurar el correcto funcionamiento del Sistema Nacional Interconectado y de las
interconexiones.
El Ministerio deberá resolver sobre la procedencia o
improcedencia del Plan de Expansión del Sistema de
Generación. En caso de aprobación, será publicado
por el Ministerio en la primera quincena de enero del
año siguiente.”
Artículo 15. Función del Administrador del Mercado Mayorista. Es función del Administrador del
Mercado Mayorista realizar el Despacho o programación de la operación, la coordinación de la operación
del Sistema Nacional Interconectado, dentro de los
requerimientos de calidad de servicio y seguridad, el
posdespacho y la administración de las transacciones
comerciales del Mercado Mayorista.
Artículo 16. Coordinación con otros países. El Administrador del Mercado Mayorista coordinará conjuntamente con los respectivos organismos homólogos
de otros países la operación y transacciones comerciales relacionadas con la importación y exportación
de energía eléctrica.
“Artículo 15 Bis. Plan de Expansión de Generación.
(Adicionado por el artículo 6, Acuerdo Gubernativo
No. 69-2007). El Ministerio, a través de un Órgano
Técnico especializado, con participación de las instituciones que intervienen en el mercado eléctrico nacional, incluyendo a la Comisión, elaborará el Plan
de Expansión Indicativo del Sistema de Generación,
utilizando criterios de eficiencia económica y de garantía de suministro.
Artículo 17. Operación en caso de emergencia. En
caso de necesidad, para garantizar la seguridad
y el suministro de electricidad, el Ministerio, con
la opinión previa del Administrador del Mercado
Mayorista y Comisión Nacional de Energía Eléctrica,
podrá declarar en situación de emergencia al Sistema
Nacional Interconectado y decretar las medidas
pertinentes.
El Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación deberá elaborarse cada dos años y cubrir un
horizonte de estudio mínimo de diez (10) años.
72
e) Aprobar el presupuesto anual de ingresos y egresos del Administrador del Mercado Mayorista.
CAPITULO II
ORGANIZACIÓN
f)
Artículo 18. Domicilio y sede del Administrador del
Mercado Mayorista. El Administrador del Mercado
Mayorista tendrá su domicilio y sede principal en la
ciudad de Guatemala, pudiendo tener oficinas o sedes en cualquier otra parte de la República de Guatemala, cuando ello fuere necesario para el adecuado
cumplimiento de sus funciones.
g) Evaluar los resultados de la gestión de la Gerencia
General.
h) Fijar cuotas extraordinarias cuando se requieran.
Artículo 19. Organos del Administrador del
Mercado Mayorista. El Administrador del Mercado
Mayorista está integrado por los siguientes órganos:
i)
Establecer su régimen de sesiones ordinarias y
extraordinarias.
j)
Fijar el monto a pagar a sus miembros, por concepto de dietas por la asistencia a sesiones de la
Junta Directiva.
a) La Junta Directiva, como órgano de dirección
superior.
k) Ordenar a la Gerencia General del Administrador del Mercado Mayorista la publicación de los
ajustes normativos que apruebe la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.
b) La Gerencia General, como ejecutor de las
decisiones de la Junta Directiva.
Artículo 20. Funciones de la Junta Directiva.
Además de cualquier otra atribución o función que
le asigne la Ley, el Reglamento de la Ley o el presente
reglamento, son funciones de la Junta Directiva del
Administrador del Mercado Mayorista las siguientes:
l)
a) Identificar las faltas y los incumplimientos a las
Normas de Coordinación y las obligaciones de los
Participantes del Mercado Mayorista e informar
a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.
Otras que sean señaladas en este reglamento, en
las Normas de Coordinación o las que le sean
propuestas por la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica.
“Artículo 21. Integración de la Junta Directiva. (Reformado por el artículo 7, Acuerdo Gubernativo No.
69-2007). La Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista se integra con diez miembros titulares,
electos por los Agentes del Mercado Mayorista y los
Grandes Usuarios. Se conforma por dos miembros de
cada una de las siguientes agrupaciones:
b) Resolver las discrepancias que surjan de las operaciones en el Mercado Mayorista, en lo que sea
de su competencia según lo establecido en este
Reglamento y en las Normas de Coordinación.
c)
Nombrar y remover al Gerente General del Administrador del Mercado Mayorista.
a)
b)
c)
d)
e)
Aprobar y elevar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, cuando corresponda, documentos,
informes y estudios que realice el Administrador
del Mercado Mayorista.
Generadores.
Distribuidores.
Transportistas.
Comercializadores.
Grandes Usuarios.
Desarrollarán sus funciones con absoluta independencia de criterio y bajo su exclusiva responsabilidad y velarán por el correcto funcionamiento y
el fortalecimiento del Mercado Mayorista.”
d) Establecer la estructura organizacional del Administrador del Mercado Mayorista y las normas
generales para su funcionamiento.
73
ta, con respecto al total de la energía consumida y
registrada correspondiente para todos los Grandes Usuarios.
“Artículo 22. Elección de los Integrantes de Junta Directiva. (Reformado por el artículo 8, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Para la elección de los miembros
de la Junta Directiva, el Administrador del Mercado
Mayorista convocará a Generadores, Transportistas,
Comercializadores, Distribuidores y Grandes Usuarios, acreditados en el Registro de Agentes y Grandes Usuarios del Mercado Mayorista del Ministerio
de Energía y Minas. Los candidatos a formar parte
de la Junta Directiva deberán ser propuestos por los
Agentes y Grandes Usuarios, mediante la presentación por escrito de sus candidaturas; cada Agente o
Gran Usuario podrá proponer a un solo candidato.
El plazo para la presentación de las candidaturas finalizará a las dieciocho horas del día hábil anterior al
que se realicen las elecciones para cada agrupación.
Cada Agente o Gran Usuario tendrá el número de
votos en función del porcentaje de su participación
en el Mercado Mayorista, medido por los siguientes
criterios y parámetros:
Estos parámetros corresponderán al período comprendido del uno de enero al treinta y uno de diciembre del año inmediato anterior al que se realice
la elección.
El Administrador del Mercado Mayorista elaborará
el padrón de Agentes y Grandes Usuarios aptos para
la votación, por agrupación, asignándoles el número
de votos que le corresponda.
Cada Agente o Gran Usuario asignará la totalidad
de sus votos a un solo candidato. En ningún caso el
voto es delegable. Los dos candidatos que obtengan
la mayor cantidad de votos serán los que resulten
electos como miembros de Junta Directiva. Todos
los Miembros de Junta Directiva deben ser electos, a
más tardar dos meses antes de la fecha en que deban
tomar posesión.
a) Para el Generador, la energía la energía generada
y registrada por el sistema de medición comercial
del Administrador del Mercado Mayorista, con
respecto a la energía total generada y registrada
correspondiente para todos los Generadores.
En caso de empate se repetirá la elección entre éstos,
hasta que uno de los candidatos resulte electo.”
“Artículo 23. Duración en el cargo. (Reformado por
Los miembros electos ejercerán sus cargos por un
período de dos años, pudiendo ser reelectos. En caso
de no ser reelectos, se mantendrán en el ejercicio de
su cargo hasta que sean efectivamente reemplazados
por los nuevos representantes.”
b) Para el Transportista, el Costo Anual de Transmisión (CAT) más el Canon cuando corresponda,
aprobados por la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica, con respecto a la suma de los CAT y canon de todos los Transportistas.
c)
Para el Distribuidor, la energía eléctrica,
registrada, a la entrada de la red de Distribución,
por el sistema de medición comercial del
Administrador del Mercado Mayorista, con
respecto al total de la energía registrada
correspondiente para todos los Distribuidores.
“Artículo 24. Organización de la Junta Directiva.
(Reformado por el artículo 10, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). La Junta Directiva se organiza con
un Presidente, un Vice-Presidente y ocho Vocales. El
Presidente y el Vice-Presidente son elegidos cada año
por mayoría simple, de entre todos los integrantes
de Junta Directiva, en ningún caso podrán ser de la
misma agrupación de Agentes, pudiendo ser reelectos. El Presidente ejercerá la representación legal del
Administrador del Mercado Mayorista; no obstante,
la Junta Directiva podrá delegar representación legal
para propósitos específicos al Vice-Presidente o al Gerente General. En el caso de la ausencia del Presidente, el Vice-Presidente asumirá temporalmente la Pre-
d) Para el Comercializador, la energía eléctrica vendida a Participantes Consumidores, con respecto a
la suma de toda la energía vendida a Participantes
Consumidores por todos los Comercializadores.
e) Para el Gran Usuario, la energía eléctrica consumida y registrada por el sistema de medición comercial del Administrador del Mercado Mayoris-
74
sidencia de la Junta Directiva. En el caso de ausencia
definitiva del miembro de la Junta Directiva que esté
ejerciendo la Presidencia, el Vice-Presidente asumirá
el cargo y la Junta Directiva elegirá, de entre sus integrantes, al nuevo Vice-Presidente, quien asumirá el
cargo por el período restante. En caso de renuncia
o ausencia definitiva de un integrante de Junta Directiva, para finalizar el periodo correspondiente, se
designará o elegirá al sustituto de acuerdo a lo establecido en el Artículo 22 de este Reglamento.”
CAPITULO III
DEL PATRIMONIO Y FINANCIAMIENTO
DEL ADMINISTRADOR DEL MERCADO
MAYORISTA
Artículo 28. Patrimonio del Administrador del Mercado Mayorista. El patrimonio del Administrador del
Mercado Mayorista está constituido por:
a) Todos los bienes y derechos que adquiera con
sus recursos para el adecuado cumplimiento de
sus funciones;
“Artículo 25. Sesiones de la Junta Directiva. (Reformado por el artículo 11, Acuerdo Gubernativo
No. 69-2007). Para que se considere válida la sesión
de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista, deberán estar presentes al menos seis
miembros con derecho a voto de los que integran la
Junta Directiva; en caso de ausencia del Presidente y
el Vice-Presidente, la sesión será presidida por el integrante de la Junta Directiva que sea designado por
los presentes. Toda resolución debe tomarse con el
voto de por lo menos seis miembros, con excepción
de la aprobación de Normas de Coordinación, presupuesto de funcionamiento del Administrador del
Mercado Mayorista y Programación de Largo Plazo
que requerirán el voto favorable de al menos siete
miembros. Ningún representante podrá abstenerse
de emitir su voto, en todo caso se permitirá razonarlo,
lo que se hará constar.”
b) Todos los recursos provenientes de las cuotas que se
establecen en favor del Administrador del Mercado
Mayorista y cualquier otro ingreso por los servicios
que preste.
c)
Los recursos provenientes de cualquier cuota
extraordinaria de los Participantes del Mercado
Mayorista, que la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista decida establecer;
d) Los recursos provenientes de cualquier donación
que se hiciere a su favor; y
e) Los intereses o réditos que generen cualesquiera
de sus recursos.
“Artículo 26. Funciones de la Gerencia General. (Reformado por el artículo 12, Acuerdo Gubernativo
No. 69-2007). La Gerencia General es la responsable
ejecutiva del Administrador del Mercado Mayorista y deberá ejecutar las tareas operativas, técnicas y
administrativas requeridas para la coordinación y el
correcto funcionamiento del Mercado Mayorista; así
como realizar cualquier otra función que disponga la
Junta Directiva, de acuerdo al reglamento interno que
para el efecto se emita.”
“Artículo 29. Forma de Financiamiento. (Reformado
por el artículo 13, Acuerdo Gubernativo No. 692007). Para el cumplimiento de sus funciones y
para que el Administrador del Mercado Mayorista
disponga de los recursos necesarios, se establece la
siguiente forma de financiamiento:
Cada Generador, Transportista, Distribuidor, Comercializador y Gran Usuario Participante, que realice transacciones en el Mercado Mayorista, pagarán mensualmente una Cuota por Administración y Operación para
financiar el presupuesto anual del Administrador del
Mercado Mayorista, de la siguiente forma:
Artículo 27. Secretaría de la Junta Directiva. El
Gerente General fungirá como Secretario de actas en
las sesiones de la Junta Directiva, con derecho a voz
pero sin voto.
Cij = Fij * P
75
donde :
y uno de octubre de cada año, la Gerencia General
deberá elevar a la Junta Directiva del Administrador
del Mercado Mayorista, el proyecto de presupuesto
de ingresos y egresos para el año siguiente, la cual deberá aprobarlo con las modificaciones que considere
conveniente, a más tardar el último día hábil del mes
siguiente. La ejecución de dicho presupuesto deberá
estar disponible para consulta de los Participantes del
Mercado Mayorista.
Cij = Cuota mensual a pagar por cada Participante
i, en el mes j.
Fij = Factor de participación del Participante i en
las transacciones mayoristas, en el mes j.
P = Presupuesto anual del Administrador del
Mercado Mayorista dividido entre doce.
Para cada Participante, el factor de participación se calcula de la siguiente manera:
Fij = Vij/ VTj
Artículo 32. Excedentes de la ejecución presupuestaria. Si de la ejecución presupuestaria resulta un
excedente, éste debe ser incorporado a los ingresos
del presupuesto del período anual siguiente, para
cubrir los egresos. Queda totalmente prohibido hacer
cualquier tipo de distribución o reparto de beneficios
derivados de excedentes presupuestarios.
Donde :
Vij = Operaciones en dólares realizadas por cada
Participante i en el mes j reportadas en el Informe de Transacciones Económicas. Para
los Participantes Generadores la energía generada valorizada al Precio de Oportunidad
de la Energía. Para los Transportistas, el
ingreso mensual correspondiente al Costo
Anual de Transporte y Canon. Para los Distribuidores la energía registrada a la entrada
de la red de distribución valorizada al Precio
de Oportunidad de la Energía. Para los Comercializadores la energía eléctrica vendida
a Participantes Consumidores, valorizada al
Precio de Oportunidad de la Energía. Para
el Gran Usuario Participante, la energía eléctrica consumida y registrada en el sistema de
medición comercial del Mercado Mayorista,
valorizada al Precio de Oportunidad de la
Energía.
TITULO III
FUNCIONAMIENTO Y
COORDINACION DEL
ADMINISTRADOR DEL
MERCADO MAYORISTA
CAPITULO I
DESPACHO ECONOMICO Y
CALCULO DE PRECIOS
Artículo 33. Objeto del Despacho. El Despacho
consiste en determinar el programa de carga de la
oferta disponible, que permita abastecer la demanda
prevista para el Mercado Mayorista en un período
de tiempo determinado, minimizando el costo total
de operación, tomando en cuenta las condiciones de
compra mínima de energía obligada de los Contratos
Existentes, las restricciones de transporte y los requerimientos operativos de calidad y de confiabilidad,
de conformidad con los criterios, principios y metodología establecidos en las Normas de Coordinación.
VTj = suma de las transacciones que realizan todos
n
los Participantes, durante el mes j (VTj = ∑ V ij ,
i=l
n = número de Participantes).”
Artículo 30. Pago de la cuota mensual. Cada Participante del Mercado Mayorista debe hacer efectivo el
pago de la cuota mensual, a más tardar 10 días después
de recibir el Informe de Transacciones Económicas
correspondiente, emitido por el Administrador del
Mercado Mayorista.
Artículo 34. Demanda y oferta. El Despacho debe considerar como demanda a cubrir la correspondiente a los
Participantes Consumidores y como oferta a despachar
la correspondiente a los Participantes Productores. El
Artículo 31. Presupuesto del Administrador del Mercado Mayorista. (Reformado por el artículo 14, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). A más tardar el treinta
76
Despacho deberá considerar la existencia de demanda
interrumpible y el costo de restricciones al suministro
representado por las Máquinas de Falla.
“Artículo 38. Condiciones de los contratos en el
despacho. (Reformado por el artículo 17, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). El Administrador del
Mercado Mayorista efectuará el despacho con base
en las declaraciones o informes que le presenten
los Participantes del Mercado Mayorista, obviando
cualquier estipulación de los contratos que implique
una condición de compra mínima de energía obligada
o cualquier otro tipo de condición contractual que
restrinja el despacho, salvo lo dispuesto en el artículo
40. Las condiciones contractuales, según los contratos
tipo establecidos en las Normas de Coordinación,
que declaren los Participantes ante el Administrador
del Mercado Mayorista serán tomadas en cuenta
únicamente para efectos de liquidación de las
transacciones en el Mercado a Término.”
“Artículo 35. Metodología de Costos Variables y
Disponibilidad. (Reformado por el artículo 15,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Para el Despacho, los Generadores con plantas hidroeléctricas
semanalmente indicarán su potencia disponible y los
aportes de agua previstos; para las plantas con embalse de regulación anual, indicarán el volumen de agua
o el nivel del embalse y la cantidad de energía semanal que tienen disponible, para que el Administrador
del Mercado Mayorista pueda calcular el valor del
agua según la metodología descrita en las Normas de
Coordinación; asimismo, durante la primera semana
del mes de noviembre deberán enviar al Administrador del Mercado Mayorista y a la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica las proyecciones mensuales de
los aportes y la generación mensual prevista para el
período de noviembre a junio. Los Generadores con
plantas térmicas semanalmente indicarán su potencia
disponible, su existencia de combustible y anualmente declararán la metodología para el cálculo de sus
costos variables. Los importadores semanalmente
indicarán en su declaración, la cantidad de energía
y potencia ofrecidas y la metodología para el cálculo
del costo variable correspondiente.”
Artículo 39. Restricciones operativas. Cuando, por
restricciones operativas o de la red del transportista,
un Participante Productor no puede entregar parte
o toda su potencia contratada, esta limitante no se
considerará como responsabilidad del Despacho.
“Artículo 40. Contratos Existentes. (Reformado mediante Acuerdo Gubernativo No. 657-2005 del 6-122005, publicado el 8-12-2005 y entró en vigencia el
9-12-2005). Los Contratos Existentes, serán considerados como pertenecientes al mercado a término y serán
administrados de conformidad con las estipulaciones
contractuales contenidas en dichos contratos, incluyendo las condiciones de compra mínima de energía
obligada. En todo caso se deberán programar con sus
restricciones tendiendo a un Despacho Económico.
“Artículo 36. Despacho Económico y Mercado a
Término (Reformado por el artículo 16, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). La energía producida por una unidad generadora será resultado del
Despacho Económico. La actividad comercial de
compra y venta de potencia y energía en el Mercado a Término no incluirá condiciones que impliquen restricciones al Despacho Económico. De
existir excedentes o faltantes, entre lo despachado
y lo contratado, estos se considerarán vendidos o
comprados en el Mercado de Oportunidad, según
corresponda.”
Los costos diferenciales provenientes de los Contratos Existentes, con relación a los Precios de Referencia de Potencia, los precios del Mercado de
Oportunidad de la energía suministrada, la potencia y energía no consumida por la demanda regulada de la distribuidora “y todos estos disponibles”
del Mercado Mayorista, serán repartidos entre los
Participantes Consumidores de dicho Mercado. La
repartición de dichos costos se realizará de forma
proporcional al consumo de cada Participante Consumidor. El Administrador del Mercado Mayorista
incluirá estos costos en el Informe de Transacciones Económicas Mensual. La Comisión Nacional de
Energía Eléctrica, estabecerá mediante resolución, el
Artículo 37. Criterios de desempeño mínimo. El
Despacho debe considerar las restricciones que surgen
de los criterios de desempeño mínimo de las unidades
generadoras del Sistema Nacional Interconectado y
asignar los Servicios Complementarios establecidos
en la programación de largo plazo.
77
determinará conforme al procedimiento establecido
en las Normas de Coordinación, las cantidades y las
condiciones de operación de la Demanda Interrumpible en situación de riesgo del Sistema Nacional Interconectado, debiendo considerar la capacidad técnica
de respuesta de los Grandes Usuarios con Demanda
Interrumpible.
mecanismo necesario para la implementación de lo
aquí preceptuado.”
“Artículo 41. Máquinas de Falla y Demanda Interumpible. (Reformado por el artículo 18, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). Para establecer condiciones
de déficit en la oferta de generación del despacho,
el Administrador del Mercado Mayorista deberá
modelar las Máquinas de Falla en escalones, hasta
alcanzar el Costo de Falla definido por la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica. Las Máquinas de Falla
tienen costos relacionados con el tipo de restricciones
al suministro.
En el caso de los Distribuidores, la condición de declaración de Demanda Interrumpible, aplicará únicamente en los casos que exista autorización expresa de
cada usuario.”
Artículo 42. Administración de déficit. Ante una
condición de faltantes previstos en el Mercado Mayorista, el Administrador del Mercado Mayorista programará el suministro, asignando en primer lugar,
la potencia firme contratada para cubrir el consumo
del contratante y, luego, administrando el déficit de
acuerdo a lo que establecen las Normas de Coordinación, con el siguiente orden de prioridades:
El Gran Usuario podrá declarar una parte o toda
su demanda como Demanda Interrumpible, en el
corto o largo plazo, para ser retirada del Sistema
Nacional Interconectado, debiendo informarlo al
Administrador del Mercado Mayorista, indicando
como mínimo lo siguiente:
a) La potencia que ofrece interrumpir, que se considerará como la potencia que el Administrador
del Mercado Mayorista le puede retirar del Sistema Nacional Interconectado;
a) Reducción de los márgenes de reserva a los límites definidos en las Normas de Coordinación
Operativa para condiciones de emergencia.
b) Retiro de demanda interrumpible.
b) Los bloques de desconexión de carga para
cumplir con la potencia que ofrece interrumpir;
c)
c)
El tiempo de aviso previo requerido para interrumpir la demanda el que no podrá ser menor a
treinta minutos de conformidad con lo establecido en las Normas de Coordinación.
Reducción de tensión o voltaje.
d) Aplicación de restricciones programadas al
suministro.
Los Grandes Usuarios que estén conectados en líneas
o redes de distribución estarán sujetos a los programas
de racionamiento que aplique el Distribuidor en su
área de servicio.
d) El período de tiempo que dura la condición de
interrumpibilidad declarada, que no podrá ser
menor a un año.
Artículo 43. Costo total de operación. El costo total
de la operación de generación del Mercado Mayorista
está integrado por la suma de:
La remuneración de la Demanda Interrumpible, así
como las especificaciones del equipamiento necesario para su implementación, serán establecidas en
las Normas de Coordinación. Para la determinación
de la Demanda Interrumpible en la Programación
de Largo Plazo, los Grandes Usuarios y los Distribuidores, informarán al Administrador del Mercado
Mayorista sobre los escalones de interrupción que
estén dispuestos a aceptar en función del precio de
la energía, el Administrador del Mercado Mayorista
a) Sus costos variables.
b) Los costos por energía no suministrada.
c)
78
Los sobrecostos por compra mínima de energía
obligada en los Contratos Existentes.
trador del Mercado Mayorista calculará los costos variables de cada unidad generadora y de cada bloque
de Importación, que resulte económicamente despachado, en el Nodo de Referencia, ajustando el costo
variable de cada unidad generadora o bloque de Importación por el correspondiente Factor de Pérdidas
Nodales de Energía, de acuerdo a los procedimientos
establecidos en las Normas de Coordinación.
“Artículo 44. Costos variables de generación.
(Reformado por el artículo 19, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Los costos variables asociados a
la operación de las unidades generadoras, térmicas
e hidroeléctricas, se refieren al nodo de la respectiva
central; mientras que los asociados a las importaciones se refieren al nodo de la respectiva interconexión.
El Administrador del Mercado Mayorista calculará
el costo variable de cada unidad generadora que este
disponible en el Mercado Mayorista, conforme a lo
establecido en este Reglamento y en las Normas de
Coordinación, de la siguiente manera:
La exportación e importación de oportunidad será
considerada para el establecimiento del Precio de
Oportunidad de la Energía hasta que los intercambios de oportunidad reflejen condiciones económicas
equivalentes a las del Mercado Mayorista, de acuerdo
a lo establecido en las Normas de Coordinación.”
a) Para cada unidad térmica, los costos deberán estar
asociados al combustible, al costo de operación y
mantenimiento, al costo de arranque y parada de
las máquinas, así como a su eficiencia.
Artículo 46. Precio de Oportunidad de la Energía.
El Precio de Oportunidad de la Energía es el máximo costo variable de las unidades generadoras, en
el Nodo de Referencia, que resultan generando sin
restricciones en el Despacho, respetando los requerimientos de Servicios Complementarios.
b) Para cada central hidroeléctrica con embalse
de regulación anual, el costo variable será el
valor del agua que calcule el Administrador del
Mercado Mayorista y como mínimo será el costo
de operación y mantenimiento. Para el resto de
centrales generadoras hidroeléctricas, el costo
variable será igual a sus respectivos costos de
operación y mantenimiento. El Administrador
del Mercado Mayorista optimizará el uso de
recursos renovables disponibles.
c)
Artículo 47. Exclusión de Unidad Generadora Forzada. La Unidad Generadora Forzada es excluida del
cálculo del Precio de Oportunidad de la Energía.
Artículo 48. Sobrecostos de Unidad Generadora
Forzada. El precio de la Generación Forzada se valoriza como el Precio de Oportunidad de la Energía
más la diferencia o sobrecosto que exista, con respecto a su declaración de costo variable en el Nodo de
Referencia. Dicho sobrecosto será pagado por los responsables de la restricción y determinado de acuerdo
a los criterios y metodología que se establecen en las
Normas de Coordinación Comercial.
Para centrales generadoras basadas en recursos
renovables no hidráulicos, el costo variable será
como mínimo sus respectivos costos de operación y mantenimiento. El Administrador del
Mercado Mayorista optimizará el uso de recursos
renovables disponibles.
Artículo 49. Precio de Referencia de la Potencia.
El Precio de la Potencia de Punta en el Mercado
Mayorista lo calcula el Administrador del Mercado
Mayorista como el costo marginal de la inversión para
una unidad de generación en punta, de acuerdo a los
criterios y metodología que se establecen en las Normas
de Coordinación Comercial. Este precio, ajustado con
un factor que mide el riesgo de faltantes, corresponde
al Precio de Referencia de la Potencia, que se utiliza
para las Transacciones de Desvíos de Potencia.
d) Para cada bloque de importación de electricidad,
el costo variable será el valor calculado según la
metodología informada por el Importador según
las tecnologías de generación descritas en las
literales anteriores.”
“Artículo 45. Cálculo del Precio de Oportunidad de
la Energía. (Reformado por el artículo 20, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). Para el establecimiento
del Precio de Oportunidad de la Energía, el Adminis-
79
“Artículo 50. Cubrimiento de la Demanda de
Potencia y Desvío de Potencia Mensual. (Reformado
por el artículo 21, Acuerdo Gubernativo No. 692007). El Administrador del Mercado Mayorista
determinará la Demanda Firme Efectiva de cada
Distribuidor o Gran Usuario. La diferencia entre la
Demanda Firme Efectiva y la Demanda Firme que
el Distribuidor o Gran Usuario haya cubierto con
contratos, será liquidada como cargo o abono según
corresponda, a través de una Transacción de Desvió
de Potencia que se calculará mensualmente.
a) El saldo de precio de potencia se calculará como
la diferencia entre el precio mensual de la potencia del contrato y el Precio de Referencia de la Potencia, multiplicada por la potencia contratada a
través de la licitación.
b) El cargo total que se aplique por la energía utilizada deberá contener el pago proporcional de la
potencia referida en la literal a).
Mensualmente, cada Agente o Gran Usuario que haya
utilizado energía generada por la planta con contrato
producto de la licitación, abonará la parte del monto
del cargo que el Administrador del Mercado Mayorista le calcule y a su vez lo asignará al Distribuidor
con contratos suscritos en virtud de licitaciones aprobadas por la Comisión.”
Cada mes, el Distribuidor o Gran Usuario que haya
tenido una Demanda Firme Efectiva superior a su Demanda Firme deberá pagar esa diferencia en kilovatios
(kW), valorizándola como el resultado de aplicarle el
Precio de Referencia de la Potencia para el mes correspondiente. El valor mensual resultante de dichos desvíos de potencia se distribuirá a prorrata entre los Participantes Productores con excedentes positivos mensuales de Potencia, medidos como la diferencia entre su
Oferta Firme Disponible y su correspondiente Potencia
Firme; y los Participantes Consumidores con excedentes positivos mensuales de potencia, medidos como la
diferencia entre su demanda efectivamente contratada
y su correspondiente Demanda Firme Efectiva, en el
mes correspondiente.
CAPITULO II
COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN
“Artículo 51. Coordinación de la Operación. (Reformado por el artículo 23, Acuerdo Gubernativo No.
69-2007). El Administrador del Mercado Mayorista
realizará la coordinación de la operación del Mercado
Mayorista, la que comprende: la Programación
del Despacho de Carga de Largo y Corto Plazo,
la operación en tiempo real y el pos despacho, de
acuerdo a los principios y metodología de las Normas
de Coordinación.”
Los procedimientos correspondientes a estas transacciones y los mecanismos de implantación serán establecidos en las Normas de Coordinación.
Los Distribuidores o Grandes Usuarios deberán tener
contratos de Potencia suscritos por dos años como
mínimo que cubran la totalidad de su Demanda
Firme.”
Artículo 52. Programación de Largo Plazo. (Reformado por el artículo 24, Acuerdo Gubernativo No.
realizará la Programación de Largo Plazo, para el Año
Estacional y enviará los resultados preliminares a los
Participantes del Mercado Mayorista y a la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica, los que podrán enviar
observaciones dentro de los plazos que se establezcan
en las Normas de Coordinación.
“Artículo 50 Bis. Cargo por saldo del precio de potencia. (Adicionado por el artículo 22, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Los Agentes o Grandes Usuarios
deberán pagar un cargo por la utilización que hagan
de la energía asociada a la potencia de los contratos
suscritos en virtud de licitaciones abiertas, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 Bis del
Reglamento de la Ley General de Electricidad. La metodología de cálculo del cargo será determinada por
la Comisión, de acuerdo con los siguientes criterios:
El Administrador del Mercado Mayorista deberá
analizar las observaciones recibidas y realizar los
ajustes que considere justificados para elaborar el
Informe Final de la Programación de Largo Plazo,
con el fin de representar las condiciones probables en
80
el Mercado Mayorista, siendo esta programación de
carácter indicativo.”
b) Elaborar el programa de mantenimiento mayor,
entendiéndose este como toda salida prevista de
una unidad generadora o de un equipo del Sistema de Transporte o Distribución, por un período
mayor a tres días. Para el efecto, el Administrador del Mercado Mayorista recibirá de los Participantes del Mercado Mayorista su programa
de mantenimientos mayores, así como información general del mantenimiento preventivo, y de
emergencia, dentro de los plazos establecidos en
las Normas de Coordinación Operativa. Mediante reuniones e intercambios de información entre
el Administrador del Mercado Mayorista y los involucrados, se coordinarán los ajustes necesarios
al programa.
Artículo 53. Modelos para simulación de la operación. Los modelos para la simulación y optimización
de la operación a largo plazo, semanal y para el Despacho diario, deberán representar adecuadamente la
demanda y la oferta del parque de generación, la red
de transporte, las interconexiones, las restricciones
operativas, los requerimientos de calidad y de Servicios Complementarios, utilizando como criterio minimizar el costo total de operación. Los modelos y sus
modificaciones podrán ser auditados por la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica.
Artículo 54. Objetivos de la Programación de Largo
Plazo. Los objetivos básicos de la Programación de
Largo Plazo son los siguientes:
c)
a) Realizar una programación indicativa de los
resultados probables de la operación del Mercado Mayorista, optimizando el uso de los recursos
energéticos en función de hipótesis de cálculo
para las variables aleatorias.
“Artículo 56. Cálculo de Potencia Firme. (Reformado por el artículo 25, Acuerdo Gubernativo No.
determinará la Potencia Firme de cada central Generadora de los Participantes Productores sobre la base
de los contratos de potencia del Mercado a Término,
para el cubrimiento de Demanda Firme.”
b) Detectar y cuantificar los riesgos de vertimiento
en centrales hidroeléctricas y riesgos de desabastecimiento.
c)
Realizar los estudios eléctricos que permitan
determinar los límites máximos de transporte de
cada línea del Sistema Nacional Interconectado e
identificar otras restricciones operativas.
Determinar la necesidad de Servicios Complementarios, realizando los estudios técnico económicos para cuantificar los márgenes de reserva.
“Artículo 57. Cálculo de la Oferta Firme Eficiente.
(Reformado por el artículo 26, Acuerdo Gubernativo
No. 69-2007). El Administrador del Mercado Mayorista, como mínimo dos meses antes del inicio del
Año Estacional, calculará la Oferta Firme Eficiente
de cada unidad o central generadora del Mercado
Mayorista o la relacionada con las Transacciones
Internacionales.
d) Calcular los costos mayoristas previstos para el
traslado a tarifas para cada Agente Distribuidor.
Artículo 55. Actividades de la Programación de
Largo Plazo. Para realizar la Programación de Largo
Plazo, el Administrador del Mercado Mayorista
deberá:
La Oferta Firme Eficiente de las centrales generadoras
basadas en recursos renovables será su Oferta Firme,
calculada para el período de máximo requerimiento
térmico. Para las centrales generadoras térmicas se
calculará sobre la base de la eficiencia económica de
sus costos variables de generación.
a) Efectuar los estudios técnicos y económicos, necesarios para determinar los Factores de Pérdidas
Nodales de Energía, previstos para el período y
los niveles óptimos de reserva y seguridad, asociados a los Servicios Complementarios, para el
funcionamiento del Sistema Nacional Interconectado, con criterios de calidad y confiabilidad.
La Oferta Firme Eficiente relacionada con las Transacciones Internacionales se establecerá sobre la base de
81
cipantes del Mercado Mayorista de las previsiones de la
energía a generar en cada central durante la semana, sobre la base del Despacho, precios de oportunidad previstos y otros datos que se establezcan en las Normas
de Coordinación Comercial. En dicha programación se
identificará además el inicio o la finalización de fallas
de larga duración y fallas de corta duración.
la firmeza del contrato, entendiéndose como tal que
dicho contrato cubra por lo menos el Año Estacional
corriente, que tenga garantía de suministro, disponibilidad y que defina la potencia comprometida y la
metodología de cálculo de costo variable.
La Oferta Firme Eficiente se calcula en función de la
Oferta Firme y la eficiencia económica de cada central generadora con respecto al conjunto de centrales
generadoras instaladas en el Sistema Nacional Interconectado o según las características de la unidad
generadora relacionada con la Transacción Internacional correspondiente. El cálculo de la Oferta Firme
Eficiente para cada central generadora o Transacción
Internacional se realizará de acuerdo con lo establecido en las Normas de Coordinación.”
Artículo 61. Despacho diario. El Administrador
del Mercado Mayorista realizará el Despacho diario,
incluyendo:
a) Programa de carga;
b) Riesgo de desabastecimiento, con el seguimiento
de fallas de larga duración, comienzo o fin de fallas de corta duración y, de corresponder, programa de restricciones al suministro;
Artículo 58. Oferta Firme Disponible. Al finalizar
cada mes, el Administrador del Mercado Mayorista
calculará para cada Participante Productor:
c)
Combustibles previstos;
a) Su Oferta Firme Disponible total, como la suma
de la Oferta Firme Disponible de sus unidades
generadoras que no estén comprometidas en
contratos para cubrir reserva o desvíos de potencia, más la Oferta Firme Disponible de las unidades generadoras contratadas para cubrir reserva
o desvíos de potencia.
d) Identificación de generación forzada;
b) El desvío de potencia del mes, como la diferencia entre la Potencia Firme comprometida en los
contratos de potencia de dicho Participante y su
Oferta Firme Disponible total.
g) Precios de oportunidad previstos.
e) Asignación de Servicios Complementarios;
f)
Programas de intercambios por importación y
exportación y programa de carga en las interconexiones internacionales;
Artículo 62. Operación en tiempo real. El Administrador del Mercado Mayorista realizará la coordinación de la operación en tiempo real del Sistema Nacional Interconectado y de las interconexiones internacionales, e integra los Servicios Complementarios
necesarios, con el objetivo de mantener el balance
entre generación y demanda y preservar la seguridad
y continuidad del servicio. Esta tarea será realizada
por el Centro de Despacho de Carga, de acuerdo a la
condición en que se encuentre el sistema, ya sea condición de operación normal o condición de operación
de emergencia, teniendo autoridad para desconectar
carga y emitir ordenes de arranque y parada de unidades generadoras.
Artículo 59. Ajustes a la Programación de Largo Plazo. Para realizar las modificaciones a las previsiones
para el resto del período que define la programación
de largo plazo, así como el calculo de nuevos Factores de Pérdidas Nodales de Energía, el Administrador del Mercado Mayorista efectuará los ajustes a la
programación de largo plazo tomando en cuenta los
registros y resultados de la operación, para lo cuál los
Participantes del Mercado Mayorista deberán suministrar los ajustes a su información original.
Artículo 60. Programación semanal. El Administrador del Mercado Mayorista realizará la programación
semanal, cuyo objetivo es obtener e informar a los Parti-
“Artículo 62 Bis. Transacciones Internacionales.
(Adicionado por el artículo 27, Acuerdo Gubernati-
82
b) Cálculo del costo por los Servicios Complementarios y su asignación de cargos a pagar a
los Participantes del Mercado Mayorista que
corresponda.
vo No. 69-2007). Los Agentes y Grandes Usuarios del
Mercado Mayorista (MM) podrán realizar transacciones de Importación o Exportación, según corresponda, con el Mercado Eléctrico Regional (MER) o con
cualquier otro mercado o país con los que el Sistema
Nacional Interconectado esté conectado, según lo establecido en las Normas de Coordinación.
c)
El Exportador, para hacer transacciones de exportación de corto plazo, deberá contar con contratos de
potencia con Oferta Firme Eficiente que no esté comprometida en contratos para cubrir Demanda Firme
o reserva de Potencia; utilizar la misma potencia para
respaldar exportaciones de corto plazo y Demanda
Firme, será considerado una falta grave y será sancionado con multa, de conformidad con la Ley General
de Electricidad y su Reglamento.”
Identificación de la generación forzada, calculando los correspondientes sobrecostos y su asignación de cargos a pagar a los Participantes del
Mercado Mayorista que corresponda.
d) Realizar el seguimiento de fallas de corta y larga
duración e informar a la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica su finalización o permanencia
esperada
e) Estimaciones de racionamientos.
Artículo 66. Desviación respecto a la programación.
El Administrador del Mercado Mayorista debe analizar la operación realizada y las desviaciones respecto
a la operación programada y los motivos de las mismas. De detectar incumplimientos, debe informar al
Participante del Mercado Mayorista, quien, dentro
del plazo establecido en las normas de coordinación,
podrá presentar su descargo. De no existir una justificación válida, deberá el Administrador del Mercado
Mayorista informar el incumplimiento a la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica.
Artículo 63. Mantenimientos. El Administrador del
Mercado Mayorista coordinará la ejecución de los
mantenimientos preventivos y de emergencia del
equipamiento de generación, control y transporte,
teniendo en cuenta las necesidades de potencia para
cubrir el suministro de la demanda y buscando minimizar el sobrecosto de operación.
Artículo 64. Maniobras operativas. Para la operación
en tiempo real, el Centro de Despacho de Carga instruirá a los Participantes del Mercado Mayorista para que
realicen las maniobras que determine necesarias en el
cumplimiento de sus funciones; estos deberán informar
al Administrador del Mercado Mayorista cualquier desviación que surja en sus valores previstos, cambios en
su disponibilidad, fallas, ingreso o salida de equipos, y
cualquier otro tipo de maniobra que afecte la operación
y seguridad del Sistema Nacional Interconectado; a su
vez, el Administrador del Mercado Mayorista deberá
informar, sobre los cambios efectuados. Los Participantes tienen la obligación de adquirir e instalar todos los
equipos que especifique el Administrador del Mercado
Mayorista para la operación en tiempo real.
Dentro de los plazos establecidos en las Normas de
Coordinación, el Administrador del Mercado Mayorista deberá enviar a los Participantes del Mercado
Mayorista los resultados del posdespacho, quienes
contarán con un plazo para presentar observaciones
y reclamos, transcurrido el cual, se considerará que el
Participante acepta todos los resultados por los que
no existan reclamos.
El Administrador del Mercado Mayorista deberá analizar todas las observaciones y reclamos, y realizar los
ajustes que correspondan por aquellas que considere justificadas. Para las observaciones que rechaza,
debe informar al Participante el motivo del rechazo.
De no llegar a un acuerdo, el Administrador del Mercado Mayorista deberá elevar los antecedentes a la
Comisión Nacional de Energía Eléctrica que resolverá en definitiva en un plazo no mayor de treinta días.
Artículo 65. Posdespacho. El Administrador del Mercado Mayorista efectuará el informe del posdespacho, luego de finalizar cada día, el cuál incluye:
a) Cálculo horario del Precio de Oportunidad de la
Energía.
83
transacciones de energía en el Mercado de
Oportunidad de cada Participante Productor
y Consumidor, el Administrador del Mercado
Mayorista lo calculará según se establezca en las
Normas de Coordinación Comercial.
CAPITULO III
ADMINISTRACIÓN DE LAS
TRANSACCIONES EN EL MERCADO
MAYORISTA
Artículo 71. Desvíos de potencia. El Participante
Productor que resulta en un mes con un desvío de
potencia negativo, establecido como la diferencia
entre su Oferta Firme Disponible total y la potencia
total comprometida en los contratos en que vende
potencia dicho Participante, debe comprar el faltante
mediante transacciones de desvíos de potencia.
Artículo 67. Informe de transacciones económicas. Al
finalizar cada mes, el Administrador del Mercado Mayorista debe elaborar y enviar a cada Participante del
Mercado Mayorista el Informe de Transacciones Económicas, en el que se resumen las transacciones netas
de energía, potencia y servicios, realizadas durante dicho mes, discriminadas por Participante y por tipo de
transacción, identificando deudores y acreedores. Las
transacciones económicas que resulten en el Mercado
Mayorista de los contratos de importación y exportación serán asignadas al Participante correspondiente.
“Artículo 72. Contratación de la Demanda Firme.
(Reformado por el artículo 28, Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). El Administrador del Mercado Mayorista, como mínimo dos meses antes del inicio del
Año Estacional, calculará la Demanda Firme de cada
Distribuidor, Gran Usuario y Exportador, en la hora
de demanda máxima anual proyectada para el Sistema Nacional Interconectado, adicionando las pérdidas y reservas necesarias que el Administrador del
Mercado Mayorista determine. Para esta proyección,
el Administrador del Mercado Mayorista considerará la tendencia de la demanda de los Distribuidores,
Grandes Usuarios y Exportador, tomando como base
los datos históricos de las demandas registradas individuales que han sido coincidentes con las Demandas Máximas del Sistema Nacional Interconectado,
de acuerdo a los criterios establecidos en las Normas
de Coordinación. Para el caso de exportadores y nuevos consumidores en general que no cuenten con datos históricos, el cálculo de la Demanda Firme se hará
sobre la base de las proyecciones que estos presenten.
Artículo 68. Sistema de medición comercial. Para
la administración de las transacciones en el Mercado Mayorista se requiere un sistema de medición
comercial. Los equipos de medición que especifique
el Administrador del Mercado Mayorista para cada
Participante, deberán ser adquiridos, instalados y
mantenidos por cada uno de estos.
Artículo 69. Resultado total de las transacciones.
Mensualmente el Administrador del Mercado Mayorista obtendrá el resultado total de las transacciones
en el Mercado Mayorista de cada Participante. A los
Participantes Transportistas, les corresponde la doceava parte de la remuneración anual por concepto
de peaje y cargo de conexión, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de la Ley. A los Participantes Productores o Consumidores, les corresponde la
suma de: El resultado neto por transacciones de energía, el resultado neto por transacciones de desvíos de
potencia, el resultado neto de las transacciones por
Servicios Complementarios, el resultado neto de los
cargos por pérdidas y cargos por peaje.
El Distribuidor, Gran Usuario y Exportadores están
obligados a cubrir la totalidad de su Demanda Firme mediante contratos de potencia que estén respaldados plenamente con Oferta Firme Eficiente. El
incumplimiento de esta obligación será considerada
falta grave sujeta a sanción de conformidad con la
Ley General de Electricidad y su Reglamento.
Adicionalmente el Administrador del Mercado Mayorista incluirá para cada participante, la Cuota por
Administración y Operación.
En los casos en que exista comercialización de demanda, el Comercializador que asume las responsabilidades del Gran Usuario deberá cubrir en todo momento la Demanda Firme de cada uno de sus clientes.
Artículo 70. Resultado neto de las transacciones
de energía. Para obtener el resultado neto por
84
pantes Productores y de Participantes Consumidores
se distribuirá entre los Generadores e Importadores
que disponen de excedentes de Oferta Firme Eficiente
y entre los Participantes Consumidores con excedentes de potencia, entendiendo los excedentes de potencia para los Participantes Consumidores como la diferencia entre su potencia contratada y su Demanda
Firme Efectiva mensual.”
El Distribuidor y Gran Usuario con contrato de
largo plazo que temporalmente y por autorización
de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica no
tenga cubierta su Demanda Firme con contratos de
potencia, deberá comprar el faltante, establecido como
la diferencia entre su Demanda Firme y la Demanda
que tenga cubierta con contratos de potencia,
mediante transacciones de desvíos de potencia. Las
compras de potencia en el Mercado Mayorista serán
liquidadas mensualmente según lo establecido en las
Normas de Coordinación.”
Artículo 75. Participación en prestación de servicios complementarios. Las Normas de Coordinación
Operativa establecerán los principios para determinar la participación de cada unidad generadora en la
prestación de Servicios Complementarios tales como:
regulación de frecuencia, arranque en negro, reserva
fría, reserva rápida para emergencias e imprevistos,
así como los requisitos técnicos de producción o absorción de la potencia reactiva que el Administrador
del Mercado Mayorista le requiera, sobre la base de
la curva de capabilidad informada. Asimismo deberán establecer las obligaciones de Transportistas,
Distribuidores y Grandes usuarios respecto a su participación en la producción o absorción de potencia
reactiva.
“Artículo 72 Bis. Pérdida o suspensión del suministrador. (Adicionado por el artículo 29, Acuerdo
Gubernativo No. 69-2007). Si se produce el cierre
definitivo de operaciones o suspensión de las transacciones en el Mercado Mayorista de un Participante
Productor, el Administrador del Mercado Mayorista
deberá hacerlo del conocimiento de los Participantes
del Mercado Mayorista por la vía que considere conveniente. El Gran Usuario que quede sin cobertura
de suministro deberá, en el plazo de sesenta días,
entregar al Administrador del Mercado Mayorista
una nueva planilla de contratos para el suministro
de electricidad o informar de su nueva condición.
Durante todo el período en que no disponga de un
nuevo contrato, deberá cubrir su demanda de energía
mediante compras en el Mercado de Oportunidad y
la compra de potencia mediante Desvíos de Potencia.
De incumplir con el plazo de sesenta días para entregar una nueva planilla de contratos de suministro de electricidad al Administrador del Mercado
Mayorista o no existir disponibilidad de electricidad en el Mercado Mayorista, su demanda deberá
ser desconectada.”
Artículo 76. Asignación de los servicios complementarios. El Administrador del Mercado Mayorista debe asignar los Servicios Complementarios de
acuerdo a los márgenes de reserva y niveles de calidad establecidos en las Normas Técnicas, respetando
los criterios aprobados en la programación de largo
plazo y teniendo en cuenta el costo económico que
resulta de dicha asignación. Debe evitar reducir generación de una central hidroeléctrica para asignarle
reserva como servicio complementario, si ello la lleva
a vertimiento.
Artículo 73. Resultado neto de transacciones de
desvío de potencia. Para obtener el resultado neto
por transacciones de desvíos de potencia de cada
Participante, el Administrador del Mercado Mayorista
debe calcular el costo por compra y la remuneración
por venta de los desvíos de potencia, valorizados al
correspondiente Precio de Referencia de la Potencia.
Artículo 77. Resultado neto de transacciones por servicios complementarios. El resultado neto por Servicios Complementarios de cada Participante está dado
por la remuneración correspondiente a los servicios
aportados, menos las compras por los restantes servicios requeridos, menos los cargos por incumplimiento en sus compromisos relativos a dichos servicios.
“Artículo 74. Distribución del monto recaudado por
Desvíos de Potencia. (Reformado por el artículo 30,
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). El monto mensual por compras de Desvíos de Potencia de Partici-
Artículo 78. Cargo por pérdidas. El Administrador
del Mercado Mayorista calculará mensualmente un
cargo por pérdidas para los Participantes Productores
85
Artículo 83. Obligaciones de pago. Cada uno de
los Participantes del Mercado Mayorista tiene la
obligación de hacer efectivos los pagos resultantes
de sus transacciones en el Mercado Mayorista de
acuerdo a la información contenida en el documento de transacciones económicas, dentro de los plazos y formas que definan los procedimientos para
liquidación y facturación de las Normas de Coordinación Comercial.
y para los Exportadores, calculado con la valorización
de su energía producida al precio de oportunidad
y del factor de pérdidas nodales, correspondiente
al nodo de vinculación de la central, o al nodo de
interconexión si es un Importador o Exportador, de
acuerdo a los procedimientos que se establecen en las
Artículo 79. Valor económico de las pérdidas. El
valor económico de las pérdidas totales se calculará
mensualmente como el monto que resulta de valorizar la diferencia entre la generación de los Participantes Productores y la energía entregada a los Participantes Consumidores al Precio de Oportunidad de la
Energía.
Artículo 84. Incumplimiento en el pago. En caso de
incumplimiento en el pago, en el plazo establecido, se
aplicará un cargo adicional.
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica podrá
aplicar otras sanciones, incluyendo la suspensión de
dicho Participante en la operación comercial en el
Mercado Mayorista y el corte del suministro, hasta
que se encuentre solvente en cuanto a sus obligaciones de pago derivadas de las transacciones en el
Mercado Mayorista. Todo lo anterior no lo exime de
otras responsabilidades que se derivaran de dichos
incumplimientos.
Artículo 80. Resultado neto del cargo por pérdidas.
El cargo por pérdidas total a pagar por los Distribuidores, Grandes Usuarios y Comercializadores que
demandan potencia y energía eléctrica en el Mercado
Mayorista, está dado por el valor económico de las
pérdidas totales menos los Cargos por Pérdidas abonados por Participantes Productores y Exportadores.
Mensualmente cada uno de ellos pagará un Cargo
por Pérdidas, que se obtiene repartiendo el cargo por
pérdidas total a pagar por todos ellos, en forma proporcional a su energía consumida.
Artículo 85. Observaciones al informe de transacciones económicas. Dentro de plazos definidos en
las Normas de Coordinación Comercial, los Participantes del Mercado Mayorista podrán presentar al
Administrador del Mercado Mayorista reclamos y
observaciones al Informe de Transacciones Económicas. El Administrador del Mercado Mayorista deberá
responder al reclamo dentro del plazo establecido en
las Normas de Coordinación Comercial. Transcurrido
dicho plazo y de no existir acuerdo, el reclamo será
elevado a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica
para su resolución definitiva, en un plazo no mayor
de treinta días.
Artículo 81. Cargos por Transporte. (Reformado por
Los Generadores y los Importadores deberán abonar
al Administrador del Mercado Mayorista, el monto
total de los peajes del Sistema de Transporte, principal y secundario, que corresponda cobrar por los
Transportistas. Estos cargos se asignan en proporción
a la Potencia Firme de cada Generador o Transacción
Internacional, según los criterios establecidos en las
En tanto un reclamo sea resuelto, el Participante deberá cumplir con sus obligaciones de pago, incluyendo el pago en cuestión y los subsiguientes. Una vez
resuelto un reclamo, las diferencias que surjan entre
los montos pagados o cobrados y los que corresponden al reclamo serán asignados a la facturación del
mes siguiente.
Artículo 82. Cargos por pérdidas y peajes de productores que entregan en el nodo de la central.
Para los Participantes Productores con contratos
que entregan la energía vendida en el nodo de la
central, no se incluirá los cargos de pérdidas y peaje correspondientes a las unidades generadoras
comprometidas. Dichos cargos serán asignados al
Participante Consumidor respectivo.
86
a) Servicios Complementarios que no correspondan
a reserva de potencia;
CAPITULO IV
PRECIOS Y COSTOS A TRASLADAR A
TARIFAS DE DISTRIBUCION
b) Sobrecostos por generación forzada;
c)
Artículo 86. Costos asociados a contratos. Para
cada Distribuidor los costos asociados a los contratos
existentes y a los contratos de potencia que realicen
mediante licitación abierta serán trasladados a las
tarifas de usuarios finales de acuerdo a la metodología
establecida en el Reglamento de la Ley. Estos costos
serán calculados por el Administrador del Mercado
Mayorista siguiendo los procedimientos para la
programación de largo plazo y cálculo de precios a
trasladar a tarifas, de las Normas de Coordinación
Comercial.
El cargo por pérdidas como participante consumidor, más los cargos por pérdidas correspondientes a los contratos de potencia en que compra
en el nodo de la central;
d) Los cargos por peaje atribuibles a los contratos
de potencia de participantes Distribuidores que
compran en el nodo de la central;
e) La cuota por Administración y Operación y
toda cuota a pagar al Administrador del Mercado Mayorista por su administración.
Artículo 87. Precios por banda horaria. El Administrador del Mercado Mayorista deberá obtener
como resultado de la programación de largo plazo, la
proyección de resultados medios esperados para los
períodos de vigencia de las tarifas de los Distribuidores, discriminados en cada banda horaria que defina
la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.
Artículo 89. Publicación del informe de costos mayoristas. El Administrador del Mercado Mayorista
deberá elevar a la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica el informe de costos mayoristas. Para cada
Distribuidor, deberá calcular el costo de su Demanda Firme con el precio de la potencia de los contratos
que hayan sido adjudicados de acuerdo con lo establecido en las Normas Técnicas, sumando el valor de
las transacciones por desvíos de potencia con el Precio de Referencia de la Potencia y los cargos previstos
por Servicios Complementarios correspondientes a
reserva de potencia. Incluirá en el mismo informe el
cálculo del Saldo del Costo de la Potencia (SCP) definido en el Reglamento de la Ley.
Inicialmente se definen tres bandas horarias, correspondientes a los períodos de máxima, media y mínima demanda definidos por:
a) Banda de punta - período de máxima demanda -:
18 a 22 horas.
b) Banda intermedia - período de demanda media -:
06 a 18 horas.
c) Banda de valle - período de demanda mínima -:
22 a 06 horas.
Artículo 90. Diferencia entre costos mayoristas
reales y previstos. Al finalizar cada mes, el Administrador del Mercado Mayorista deberá calcular las
diferencias que resultan para cada Distribuidor, entre sus costos mayoristas reales y los costos previstos en el Informe de Costos Mayoristas de Agentes
Distribuidores.
Artículo 88. Informe de costos mayoristas. Para el
trasladado de los costos y precios de energía y potencia a las tarifas de los usuarios regulados de los Distribuidores. el Administrador del Mercado Mayorista
deberá elaborar el informe de costos mayoristas, en
las bandas horarias definidas. El Administrador del
Mercado Mayorista calculará el costo de la compra
mayorista de energía en sus componentes de mercado a término y mercado de oportunidad. Asimismo
adicionará las siguientes componentes de costos:
Trimestralmente, el Administrador del Mercado Mayorista deberá elevar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica un informe que identifica y totaliza las
diferencias registradas en el trimestre para trasladar
como ajuste a las tarifas.
87
Esta Junta Directiva del Administrador del Mercado
Mayorista quedará integrada a más tardar veinte días
después, contados a partir de la publicación de este
reglamento en el Diario Oficial.
TITULO IV
CAPITULO UNICO
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
Artículo 2. Renovación parcial de la Junta Directiva. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 299-98
del 25 de mayo de 1998, publicado el 1/6/1998). Con
el fin de lograr la renovación parcial de la primera
Junta Directiva, dos de sus representantes ejercerán
el cargo solamente por un año; estos serán seleccionados mediante sorteo entre los miembros de la Junta
Directiva, antes del vencimiento del primer año. Las
agrupaciones de Participantes del Mercado Mayorista que deban reemplazar a sus miembros elegirán
nuevamente a sus representantes, quienes ejercerán
sus funciones por dos años.
Artículo 1. Integración de la primera Junta Directiva
del Administrador del Mercado Mayorista. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 299-98 del 25 de
mayo de 1998, publicado el 1/6/1998). Para efectos de
integrar la primera Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista, se establece el siguiente
procedimiento:
a) Dentro de los tres días siguientes contados a
partir de la publicación de este reglamento, el
Ministerio convocará en el Diario Oficial y en
uno de los de mayor circulación a los Participantes del Mercado Mayorista para acreditarse
en el Registro que para el efecto establezca.
Artículo 3. Funciones adicionales de la primera
Junta Directiva. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 299-98 del 25 de mayo de 1998, publicado el
1/6/1998). Adicionalmente a las funciones descritas
en este reglamento, la primera Junta Directiva del
Administrador del Mercado Mayorista deberá llevar
a cabo las siguientes:
b) El Ministerio convocará a cada grupo de Generadores, Transportistas y Distribuidores, acreditados, para que procedan a la elección de sus
representantes, titular y suplente. Él número de
votos que corresponderá proporcionalmente a
cada uno de estos Participantes será determinado sobre la base de la información del año 1997,
disponible en los informes o boletines estadísticos de INDE y EEGSA y según los siguientes
criterios: Para los Generadores de acuerdo a su
capacidad instalada, para los Distribuidores según sus ventas de energía eléctrica al detalle; y
para los Transportistas en función de la longitud
de líneas de transmisión de 230 kV que les pertenezcan.
a) En su primera sesión, elegir al primer Presidente
y establecer el orden de sucesión de las agrupaciones para ocupar dicho cargo.
b) Elaborar y aprobar el primer presupuesto.
c)
Definir los mecanismos de cobro de las cuotas
mensuales, de conformidad con el artículo 29 de
este reglamento.
Los representantes, titular y suplente, de los Comercializadores y Grandes Usuarios serán nombrados por el Ministerio;
d) Implementar la infraestructura física y orgánica
del Administrador del Mercado Mayorista, necesaria para iniciar operaciones, a más tardar 30
días después de estar integrada.
d) En caso que al término del período para el cuál
fueron electos aun no existan agrupaciones de
Comercializadores o Grandes Usuarios registrados en el Ministerio, su nombramiento será de la
forma estipulada en el literal anterior.
Artículo 4. Financiamiento durante el primer año.
25 de mayo de 1998, publicado el 1/6/1998). Para el
primer año, las cuotas mensuales, empezarán a cobrarse a partir de la fecha de integración de la pri-
c)
88
Participante del Mercado Mayorista conforme liquidación presentada por el Administrador del Mercado
Mayorista.
mera Junta Directiva del Administrador del Mercado
Mayorista, calculada de la siguiente manera:
a) Los Generadores y Comercializadores pagarán el
cero punto cincuenta y cinco por ciento (0.55%)
del valor total facturado por ventas de energía y
potencia, en el mes anterior;
Artículo 7. Procedimiento temporal de cálculo de
las transacciones. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 299-98 del 25 de mayo de 1998, publicado el
1/6/1998). En tanto se instala y se inicia la operación
del sistema de medición comercial definido en las
Normas de Coordinación Comercial, el Administrador del Mercado Mayorista calculará y valorizará las
transacciones entre Participantes del Mercado Mayorista, utilizando los equipos de medición existentes.
El Administrador del Mercado Mayorista estimará
las cantidades que no puedan ser obtenidas por dichos equipos, mediante un procedimiento transitorio
aprobado por la Junta Directiva.
b) Los Distribuidores y Grandes Usuarios pagarán
el cero punto tres por ciento (0.3%) del valor total
mensual de sus compras de energía y potencia;
c)
Los Agentes Transportistas pagarán el cero
punto tres por ciento (0.3%) del valor total
mensual facturado por peaje, derivado de sus
servicios de transporte.
Artículo 5. Coordinación temporal de la operación.
(Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 299-98
del 25 de mayo de 1998, publicado el 1/6/1998).
Mientras el Centro de Despacho de Carga carezca
del equipamiento y facilidades necesarias para la
coordinación de la operación del Sistema Nacional
Interconectado, el Centro Nacional de Operaciones
del Instituto Nacional de Electrificación continuará
realizando esta función en coordinación con el Administrador del Mercado Mayorista y bajo condiciones
a establecer entre las partes, en un plazo no mayor de
treinta días a partir de la integración de la primera
Junta Directiva.
Artículo 8. Exactitud en la medición. (Transitorio,
Acuerdo Gubernativo No. 299-98 del 25 de mayo de
1998, publicado el 1/6/1998). En los casos en que el
equipo de medición de un Participante del Mercado
Mayorista incluya transformadores de corriente con
una exactitud menor a la establecida en las Normas
de Coordinación Comercial, el Administrador del
Mercado Mayorista podrá autorizar el uso de ese
equipo, con la salvedad que calculará el error en la
medida. Si el equipo referido pertenece a un Participante Productor, el error se descontará de la lectura de sus medidores y si pertenece a un Participante
Consumidor, se sumará a la lectura de sus medidores.
Artículo 6. Adquisición de equipos de medición.
25 de mayo de 1998, publicado el 1/6/1998). El Administrador del Mercado Mayorista deberá evaluar
los equipos de medición actualmente utilizados por
los Participantes del Mercado Mayorista, para determinar si pueden adaptarse al sistema de medición
comercial definido en las Normas de Coordinación
Comercial. En los casos en que se estime que es necesaria la instalación de nuevos equipos de medición,
el Administrador del Mercado Mayorista procederá a
adquirirlos mediante concurso público y a instalarlos en un plazo de un año a partir de la integración
de la primera Junta Directiva del Administrador del
Mercado Mayorista. El costo de los equipos de medición y su instalación deberá ser pagado por cada
Artículo 9. Disposiciones iniciales. (Transitorio,
Acuerdo Gubernativo No. 299-98 del 25 de mayo
de 1998, publicado el 1/6/1998). Al iniciar el funcionamiento y coordinación del Mercado Mayorista, se
aplicarán las siguientes disposiciones:
a) Se considerará toda la Oferta Firme como Oferta Firme Eficiente. No se aplicará el procedimiento para su cálculo que se indica en este
Reglamento
b) No se tendrá en cuenta a la Máquina de Falla en el
cálculo del Precio de Oportunidad de la Energía
A propuesta de la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica, el Ministerio determinará el momento pro-
89
DISPOSICIONES TRANSITORIAS DEL
picio para implementar gradualmente las normas de
Oferta Firme Eficiente y la consideración de Máquina
de Falla en el cálculo del Precio de Oportunidad de
la Energía.
Artículo 10. Bases de datos. (Transitorio, Acuerdo
Gubernativo No. 299-98 del 25 de mayo de 1998,
publicado el 1/6/1998). Para que el Administrador del
Mercado Mayorista pueda iniciar la programación y
el Despacho, el INDE y la EEGSA le proporcionarán
las bases de datos requeridas para este proceso, que
entre otras incluye datos de generación, de demanda
y del sistema de transmisión.
Artículo 32. Vencimiento y conformación de nueva Junta Directiva del Administrador del Mercado
Mayorista. (Transitorio, reformas Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). A partir de la vigencia de este
Acuerdo, todos los representantes de los Agentes y
Grandes Usuarios que actualmente formen parte de
la Junta Directiva del Administrador del Mercado
Mayorista, pasan a ser titulares y permanecerán en
sus cargos hasta que venza el periodo para el cual
fueron electos.
Artículo 11. Control, supervisión y uso de frecuencias. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 299-98
del 25 de mayo de 1998, publicado el 1/6/1998). En
los casos en que sea requerido por el Administrador
del Mercado Mayorista, el INDE, la EEGSA y demás
Participantes, permitirán la conexión física a través
de cualquier medio de comunicación entre sus sistemas de control supervisorio (SCADA) y el sistema de
control supervisorio del Administrador del Mercado
Mayorista, así como el uso de sus frecuencias de comunicación para obtener la información de la operación en tiempo real.
Artículo 33. Gradualidad de implementación. (Transitorio, reformas Acuerdo Gubernativo No. 69-2007).
Para la implementación del cálculo de la Oferta Firme
Eficiente se establece una gradualidad de aplicación
de cuatro años a partir de la vigencia del presente
Acuerdo. Para el caso de las Transacciones Internacionales, la Oferta Firme Eficiente y Demanda Firme
de cada Transacción Internacional, así como la participación en el cálculo del Precio de Oportunidad de la
Energía, se aplicará al entrar en operación el Proyecto
SIEPAC o la Interconexión con México, según la fecha
de inicio de operación de cada proyecto.
Artículo 12. Plazo para contratar potencia. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 299-98 del 25 de
mayo de 1998, publicado el 1/6/1998). Se establece
un período de transición de dos años a partir de la
publicación del presente reglamento, en el cual los
Distribuidores podrán cubrir su Demanda Firme
mediante transacciones de desvíos de potencia.
Transcurrido este plazo, los Distribuidores deberán
contar con los respectivos contratos de potencia para
el cubrimiento de su Demanda Firme.
Artículo 34. Período de adecuación. (Transitorio, reformas Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). Se establece un período máximo de tres meses para que el
Ministerio de Energía y Minas, la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica y el Administrador del Mercado
Mayorista, en forma conjunta, adecuen las Normas
de Coordinación y procedimientos a los criterios y
disposiciones contenidas en el presente Acuerdo Gubernativo. El Ministerio de Energía y Minas por medio de acuerdo ministerial podrá ampliar el plazo del
periodo de adecuación relacionado.
Artículo 13. Vigencia. (Transitorio, Acuerdo Gubernativo No. 299-98 del 25 de mayo de 1998, publicado el 1/6/1998). El presente Acuerdo empieza
a regir al día siguiente de su publicación en el Diario
Oficial.
El Administrador del Mercado Mayorista debe emitir una Norma de Coordinación que establezca los
procedimientos para el tratamiento de las interrupciones del suministro por incumplimiento o fraude,
la responsabilidad y fiscalización de los equipos de
medición.
90
Artículo 35. Vigencia. (Transitorio, reformas
Acuerdo Gubernativo No. 69-2007). El presente
Acuerdo empieza a regir el día siguiente a su
publicación en el Diario de Centro América.
COMUNIQUESE
ALVARO ARZU
Presidente
Nota:
el 1 de junio de 1998, en el Diario Oficial y entró en
vigencia el 2 de junio de 1998.
LEONEL LOPEZ RODAS
Ministro de Energia y Minas
Nota:
El Acuerdo Gubernativo No. 69-2007 fue publicado el
5 de marzo de 2007, en el Diario de Centro América y
entró en vigencia el 6 de marzo de 2007.
91
Torres de Tactic 230 Kv.
Ley de Tarifa Social para el
Suministro de Energía Eléctrica
Ley de Tarifa Social para
el Suministro de Energía Eléctrica
Ley de la Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica
EL CONGRESO DE LA REPÚBLICA
DE GUATEMALA
todos los guatemaltecos, especialmente de la gente más
pobre del país, para lo cual se hace necesario emitir
las disposiciones legales que permitan a la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica normar la metodología
específica para la implementación de dichas tarifas.
CONSIDERANDO:
POR TANTO:
Que el interés social prevalece sobre el interés
particular y que es función del Estado velar por la
elevación del nivel de vida de todos los habitantes del
país, procurando el bienestar de la familia.
En ejercicio de las atribuciones que le confiere el
Artículo 171 literal a) de la Constitución Política de la
República Guatemala.
DECRETO NÚMERO 96-2000
DECRETA:
CONSIDERANDO:
La siguiente:
Que la situación económica imperante en el país está
agobiando a los estratos más pobres, siendo estos
afectados por el alza de los costos de producción
de la energía eléctrica, debido a la dependencia de
los productos derivados del petróleo cuyos precios
internacionales se han elevados considerablemente.
LEY DE LA TARIFA SOCIAL PARA EL
SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Artículo 1. Tarifa social. Con la finalidad de favorecer
al usuario regulado del servicio de distribución final,
más afectado por el incremento de los costos en
la producción de la energía eléctrica, se autoriza la
creación de una tarifa especial con carácter social, la
que será denominada Tarifa Social para el Suministro
de Energía Eléctrica, dirigida a usuarios con consumos
de hasta 300 kilovatios hora –Kwh–.
CONSIDERANDO:
Que la Ley general de electricidad establece que están
sujetos a regulación los precios de los suministros
a usuarios del servicio de distribución final, cuya
demanda máxima de potencia se encuentre por
debajo del límite establecido en su Reglamento
General; además, la referida ley dispone que
las tarifas a consumidores finales de servicio de
distribución final, en sus componentes de potencia y
energía, serán calculadas por la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica como la suma del precio ponderado
de todas las compras del distribuidor, referidas
a la entrada de la red de distribución, y del Valor
Agregado de Distribución –VAD–; estableciendo así
mismo, que las compras de electricidad por parte
de los distribuidores de dicho servicio se efectuarán
mediante licitación abierta.
Artículo 2. Emisión de normas. La Comisión nacional
de Energía eléctrica deberá emitir y determinar
las normas, metodología, procedimientos y fuente
energética necesarios para la implementación de la
Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica.
Cualquier otro aspecto se regirá por la Ley General
de Electricidad y sus reglamentos.
Artículo 3. Autorización. Las empresas distribuidoras
deberán realizar licitación abierta para la adquisición
de potencia y energía eléctrica, previa autorización de
la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, cuyo destino
sea abastecer a los consumidores de la Tarifa Social
para el Suministro de Energía Eléctrica, conforme los
términos de referencia que elaborará dicha Comisión.
CONSIDERANDO:
Que el Estado de Guatemala, como ente impulsor del
desarrollo nacional, considera de urgencia nacional la
creación de tarifas con carácter social para satisfacer las
necesidades sociales y productivas de los habitantes
de la República, buscando mejorar el nivel de vida de
Artículo 4. Publicación. La Tarifa Social para el
Suministro de Energía Eléctrica, en sus componentes
de potencia y energía, será calculada como la
suma del precio de compra de la energía eléctrica,
93
Ley de la Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica
referido a la entrada de la red de distribución, y
del Valor Agregado de Distribución –VAD–. El
precio de compra de la energía eléctrica por parte
del distribuidor que se reconozca en la tarifa debe
reflejar estrictamente la condición obtenida en la
licitación abierta según lo establece el Artículo 3
de este decreto. La Comisión Nacional de Energía
Eléctrica publicará el pliego tarifario respectivo.
Artículo 8. Vigencia. El presente decreto entrará
en vigencia el día siguiente de su publicación en el
diario oficial.
PASE AL ORGANISMO EJECUTIVO PARA SU
SANCIÓN, PROMULGACIÓN Y PUBLICACIÓN.
DADO EN EL PALACIO DEL ORGANISMO
LEGISLATIVO, EN LA CIUDAD DE GUATEMALA,
A LOS DIECINUEVE DÍAS DEL MES DE DICIEMBRE
DEL AÑO DOS MIL.
Artículo 5. Aprobación. El Valor Agregado de
Distribución –VAD– mencionado en el Artículo
anterior, es aquel aprobado en los respectivos
pliegos tarifarios de cada distribuidor, de
conformidad con la Ley General de Electricidad y
sus reglamentos.
JOSE EFRAIN RIOS MONTT
PRESIDENTE
CARLOS WOHLERS MONROY
SECRETARIO
Artículo 6. Suministro. Para la primera adquisición
de potencia y energía cuyo destino sea abastecer de
energía eléctrica a los consumidores de la Tarifa Social
durante los tres primeros meses de vigencia de esta
ley, no se realizará licitación abierta y las empresas
distribuidoras deberán utilizar el precio de venta que
proporcione el Instituto Nacional de Electrificación,
debiendo suscribir los contratos correspondientes
dentro de los tres días siguientes de entrar en vigencia
el presente decreto.
SULEMA FRINE PAZ DE RODRIGUEZ
SECRETARIO
SANCIÓN AL DECRETO DEL CONGRESO
NUMERO 96-2000
PALACIO NACIONAL: Guatemala, veintiséis de
diciembre del año dos mil.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Durante los tres meses indicados, las distribuidoras
harán licitación abierta para comprar la potencia y
energía necesaria para continuar el abastecimiento del
suministro de energía eléctrica a los consumidores de
la Tarifa Social, como establece el Artículo 3 de esta ley.
JUAN FRANCISCO REYES LÓPEZ
VICEPRESIDENTE DE LA REPÚBLICA EN
FUNCIONES DE LA PRESIDENCIA
RAUL EDMUNDO ARCHILA SERRANO
MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS
Artículo 7. Revisión de contratos. La Comisión
Nacional de Energía Eléctrica deberá, conforme a lo
establecido en la legislación nacional vigente, proceder
a revisar los contratos de generación, distribución y
comercialización de energía eléctrica. Igualmente, la
Comisión Nacional de Energía eléctrica deberá realizar
las inspecciones físicas y de campo correspondientes,
para establecer las condiciones dentro de las cuales se
presta el servicio de energía eléctrica.
LIC. J. LUIS MIJANGOS C.
SECRETARIO GENERAL
PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA
(Nota: publicado el martes dos de enero de dos mil
uno; en el Diario de Centro América, y entró en
vigencia, el tres de enero del año dos mil uno).
De los resultados de la revisión y modificación
de los contratos, así como de los resultados del
trabajo de campo que lleve a cabo la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica, ésta deberá informar
periódicamente al Congreso de la República.
94
Parque eólico Amayo, Nicaragua
Ley de incentivos para el desarrollo
de proyectos de energía renovable
Ley de incentivos para el desarrollo
de proyectos de Energía Renovable
DECRETO NÚMERO 52-2003
largo plazo, alcanzar un desarrollo continuo de estos
recursos, lograr un equilibrio entre las fuentes de
energía nacionales e importadas, lo que repercutirá
en una mejora de la calidad ambiental del país y la
participación de inversionistas interesados en el
sector de energía renovable.
EL CONGRESO DE
LA REPÚBLICA DE GUATEMALA
CONSIDERANDO:
POR TANTO:
Que de conformidad con lo preceptuado en el Artículo
129 de la Constitución Política de la República, se
declara de urgencia nacional la electrificación del
país, con base en planes formulados por el Estado
y las municipalidades, en la cual podrá participar la
iniciativa privada.
En ejercicio de las atribuciones que le confiere el
Artículo 171 literal a) de la Constitución Política de la
República de Guatemala.
DECRETA:
CONSIDERANDO:
La siguiente:
Que de conformidad con lo preceptuado en el Artículo
119 de la Constitución Política de la República,
es obligación fundamental del Estado orientar la
economía nacional para lograr la utilización de los
recursos naturales, adoptando las medidas que
sean necesarias para su aprovechamiento en forma
eficiente, en virtud de que el desarrollo de los
recursos energéticos renovables es de interés público,
así como otorgar incentivos, de conformidad con la
ley, a las empresas industriales que se establezcan
en el interior de la República y contribuyan a la
descentralización.
LEY DE INCENTIVOS PARA EL
DESARROLLO DE PROYECTOS DE
ENERGÍA RENOVABLE
Artículo 1. Urgencia e interés nacional. Se declara
de urgencia e interés nacional el desarrollo racional
de los recursos energéticos renovables. El órgano
competente estimulará, promoverá, facilitará y
creará las condiciones adecuadas para el fomento de
inversiones que se hagan con ese fin.
Artículo 2. Objeto. La presente Ley tiene por objeto
promover el desarrollo de proyectos de energía
renovable y establecer los incentivos fiscales,
económicos y administrativos para el efecto.
CONSIDERANDO:
Que Guatemala cuenta con recursos naturales
renovables suficientes en cantidad y calidad, y que
su aprovechamiento otorgará al país una mayor
independencia en la compra de los combustibles
fósiles, facilitando con ello el suministro de energía económica a favor del consumidor final, de
la población guatemalteca y de la región centroamericana en general, minimizando así una fuga
irreversible de divisas por concepto de compra de
estos combustibles no disponibles localmente.
Artículo 3. Desarrollo. Para lograr el objetivo
establecido en la presente Ley, el Ministerio de
Energía y Minas deberá:
a) Promover la localización e inventario de los
recursos energéticos renovables, que sirvan para
la generación de energía.
b) Impulsar los estudios para estimar el potencial
técnico utilizable.
CONSIDERANDO:
c)
Que se hace necesario emitir una norma legal que
promueva en forma activa el desarrollo y aprovechamiento efectivo de los recursos energéticos
renovables en Guatemala, que permita, a mediano y
95
Fomentar y facilitar las inversiones para el
desarrollo de generación de electricidad a
través del uso racional de recursos energéticos
renovables.
d) Propiciar la oferta energética nacional a través
de recursos renovables contribuyendo con esto a
una mayor independencia nacional con relación
a los combustibles importados.
Artículo 5. Incentivos. Las Municipalidades, el Instituto Nacional de Electrificación –INDE–, Empresas
Mixtas, y las personas individuales y jurídicas que
realicen proyectos de energía con recursos energéticos
renovables gozarán de los siguientes incentivos:
e) Contribuir y facilitar los procesos de certificación
establecidos en el país, en materia energética,
mediante el uso de recursos renovables.
a) Exención de derechos arancelarios para las
importaciones, incluyendo el Impuesto al Valor
Agregado –IVA–, cargas y derechos consulares
sobre la importación de maquinaria y equipo,
utilizados exclusivamente para la generación de
energía en el área donde se ubiquen los proyectos
de energía renovable.
Artículo 4. Definiciones. Para los efectos de esta Ley
se establecen las siguientes definiciones:
-
Fecha Inicio de Entrega –FIE–: Fecha en que el
proyecto inicia la operación comercial.
-
Órgano competente: El Ministerio de Energía
y Minas, a través de sus dependencias y
entidades, será el único órgano competente para
conocer y resolver en todos los asuntos técnicos
relacionados con la aplicación de esta ley y sus
reglamentos.
-
Período de preinversión: Período en el cual se
realizan las actividades correspondientes a los
estudios de factibilidad y diseño del proyecto (no
incluye las fases de idea ni prefactibilidad).
-
Previamente a la importación de la maquinaria
y equipo que sean necesarios para desarrollar
los proyectos de energía renovable, en cada
caso las personas individuales y jurídicas que
los realicen deberán solicitar la aplicación
de la exención a la Superintendencia de
Administración Tributaria –SAT–, quien se
encargará de calificar y autorizar la importación.
Este incentivo tendrá vigencia exclusiva durante
el período de preinversión y el período de
construcción, el cual no excederá de diez (10) años.
Período de ejecución: Período en el cual se
realizan las actividades correspondientes a la
construcción del proyecto. Comienza al finalizar
el período de preinversión y termina al comenzar
el período de operación.
-
Período de operación: Período en el cual se
realizan las actividades correspondientes a la
operación comercial del proyecto. Este período
tiene vigencia desde la FIE hasta finalizar la vida
útil del proyecto.
-
Recursos energéticos renovables: Se definen
como aquellos recursos que tienen como
característica común que no se terminan o que
se renuevan por naturaleza. Incluyen: La energía
solar, la energía eólica, la hidroenergía, la energía
geotérmica, la biomasa, la energía de las mareas
y otras que sean calificados por el Ministerio de
Energía y Minas.
b) Exención del pago del Impuesto Sobre la Renta.
Este incentivo tendrá vigencia exclusiva a partir
de la FIE, por un período de diez (10) años.
Esta exención únicamente se otorga a las
personas individuales y jurídicas que desarrollen
directamente los proyectos y solamente por la
parte que corresponda a dicho proyecto, ya que
la exención no aplica a las demás actividades que
realicen.
c)
Exención del Impuesto a las Empresas Mercantiles
y Agropecuarias –IEMA–.
Este incentivo tendrá vigencia exclusiva a partir
de la FIE, por un período de diez (10) años.
Para aprovechar los incentivos indicados en los
literales de la a) a la c) anteriores, el interesado
deberá presentar al órgano competente la siguiente
información:
96
-
La solicitud deberá ser dirigida al Ministerio
de Energía y Minas. Durante los períodos
de preinversión y de construcción podrán
presentarse ampliaciones a la misma, siguiendo
el mismo procedimiento.
Artículo 7. Reglamento. Dentro de un plazo de seis
(6) meses, contados a partir de la vigencia de esta
Ley, el órgano competente emitirá el reglamento que
permita la calificación y aplicación concreta de los
incentivos correspondientes.
-
La documentación general del proyecto donde se
indique claramente el cronograma de realización
del período de preinversión, del período de
construcción y del período de operación.
Artículo 8. Derogatoria. Se deroga el Decreto Ley
20-86, Ley de Fomento al Desarrollo de Fuentes
Nuevas y Renovables de Energía, así como cualquier
disposición que se oponga a la presente Ley.
-
Declaración que ha cumplido con lo consignado
en la Ley General de Electricidad, en lo que sea
aplicable.
Artículo 9. Vigencia. El presente Decreto entrará
en vigencia el día siguiente de su publicación en el
diario oficial.
-
Listado total o parcial de los materiales, equipos
y otros asociados a estos períodos, y el tipo del
o los incentivos solicitados, especificando el
período a que corresponden.
REMÍTASE AL ORGANISMO EJECUTIVO
PARA SU SANCIÓN,
PROMULGACIÓN Y PUBLICACIÓN.
EMITIDO EN EL PALACIO DEL
ORGANISMO LEGISLATIVO, EN LA
CIUDAD DE GUATEMALA, EL DÍA
VEINTIOCHO DEL MES DE OCTUBRE DEL
AÑO DOS MIL TRES.
El órgano competente estudiará la solicitud; si es
necesario, solicitará ampliación de la información
y extenderá una certificación que acredite que se
desarrolla un proyecto de fuentes renovables de
energía y la lista de los insumos, totales o parciales,
que efectivamente serán sujetos de exoneración, en
los casos que proceda.
CARLOS HUMBERTO HERNANDEZ RUBIO
PRESIDENTE EN FUNCIONES
GLORIA MARINA BARILLAS CARIAS
SECRETARIA
El interesado presentará dicha certificación a la
Superintendencia de Administración Tributaria
–SAT– para que la citada dependencia emita la
resolución de exención en un plazo no mayor de
treinta (30) días, contados a partir de la fecha de
presentación de la solicitud. La SAT otorgará las
exenciones con base en la resolución del órgano
competente. Si la solicitud no fuera resuelta y
notificada dentro del plazo fijado, la misma se
tendrá por resuelta favorablemente.
LUIS FERNANDO PEREZ MARTINEZ
SECRETARIO
Sanción al Decreto del Congreso Número 52-2003
Palacio Nacional: Guatemala, cuatro de noviembre
del año dos mil tres.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Artículo 6. Certificado de reducción de emisiones.
Los certificados de reducción de emisiones
pertenecerán a los propietarios de los proyectos,
quienes de esa forma se beneficiarán de la
comercialización de los mismos. Estos certificados
serán emitidos por el órgano competente, de
conformidad a la cuantificación de las emisiones
reducidas o desplazadas por el proyecto.
JUAN FRANCISCO REYES LOPEZ
Presidente de la República en Funciones
Publicado el 10 de noviembre de 2003
97
Presa Secacao
Reglamento de la Ley de incentivos para
el desarrollo de proyectos de energía
renovable
Reglamento de la Ley de incentivos
para el desarrollo de proyectos de
Energía Renovable
Reglamento de la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable
Artículo 2. Definiciones. Además de las contenidas
en la Ley, para los fines de este Reglamento se adoptan
las siguientes definiciones:
Guatemala, 16 de junio de 2005
EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA
Calificación: Procedimiento por el cual la Dirección
conoce, evalúa y califica que un determinado proyecto
utiliza recursos renovables para la producción de
energía y opina técnicamente, con el objeto de que el
Ministerio emita la resolución que faculta al titular
del mismo, para gozar de los beneficios e incentivos
que establece la Ley.
CONSIDERANDO:
Que mediante el Decreto número 52-2003 del
Congreso de la República, se promulgó la Ley de
Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía
Renovable, con el objeto de promover el desarrollo de
proyectos de energía utilizando recursos energéticos
renovables y establecer los incentivos fiscales,
económicos y administrativos para el efecto.
Certificado de reducción de emisiones: Es el
documento emitido por el Ministerio en el que se
hace constar que el proyecto que desarrolla utiliza
fuentes de energía renovable, que puede ser objeto de
comercialización por parte de su propietario como se
consigna en el artículo 23 de este Reglamento.
CONSIDERANDO:
Que el artículo 7 de la indicada Ley establece el
mandato expreso de emitir el Reglamento que
permita la calificación y aplicación concreta de los
incentivos relacionados, por lo que procede aprobar
la disposición gubernativa correspondiente.
Dirección: Dirección General
Ministerio de Energía y Minas.
de
Energía
del
Ley: Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos
de Energía Renovable.
POR TANTO:
Maquinaria y equipo: Lo constituyen la maquinaria,
el equipo, materiales (fungibles y de construcción)
y otros asociados (accesorios, instrumentos de
medición, repuestos), todos importados, utilizados
exclusivamente en el proyecto de energía que utiliza
recursos renovables, necesarios en los períodos de
preinversión y ejecución o construcción.
En ejercicio de las funciones que le confiere el
artículo 183 inciso e) de la Constitución Política de la
República de Guatemala,
ACUERDA:
Emitir el siguiente
Ministerio: Ministerio de Energía y Minas.
REGLAMENTO DE LA LEY DE
INCENTIVOS PARA EL DESARROLLO DE
PROYECTOS DE ENERGÍA RENOVABLE
NIT: Número de Identificación Tributaria
Proyecto: Plan que contiene el conjunto integrado de
las etapas de preinversión, ejecución o construcción
y operación, iniciadas con posterioridad a la vigencia
de la Ley, que hayan sido calificadas por el Ministerio
para ser considerado un proyecto que utiliza recursos
naturales renovables, para los efectos de la aplicación
de los incentivos fiscales establecidos por la Ley.
CAPÍTULO I
Artículo 1. Objeto. El presente Reglamento tiene
por objeto desarrollar los preceptos normativos de
la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos
de Energía Renovable y asegurar las condiciones
adecuadas para la calificación y aplicación concreta
de los incentivos establecidos en la indicada Ley.
Reglamento: Reglamento de la Ley de Incentivos
para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable.
SAT: Superintendencia de Administración Tributaria.
99
Los interesados, además de los requisitos anteriores,
deberán acompañar a su solicitud el documento
conteniendo el proyecto de producción de energía
desarrollado a nivel de estudio de prefactibilidad,
a nivel técnico y financiero; la descripción de los
incentivos que solicita por período; descripción
de la maquinaria y equipo, materiales (fungibles
y de construcción) y otros asociados (accesorios,
instrumentos de medición, repuestos), que necesita
importar, detallando cantidad, costo, partida arancelaria y destino o utilización de los mismos, en
el área del proyecto y declaración jurada en acta
notarial en la que declare que ha cumplido, en lo que
le fuere aplicable, la Ley General de Electricidad y su
Reglamento.
Titular o propietario: Son las Municipalidades,
el Instituto Nacional de Electrificación –INDE–,
las empresas mixtas, las personas individuales o
jurídicas, a las que se les ha calificado y autorizado
por el Ministerio un proyecto energético que utiliza
recursos renovables, para gozar de los incentivos que
establece la Ley en todos o en alguno o algunos de los
períodos determinados por la misma.
CAPÍTULO II
DE LA EVALUACIÓN Y CALIFICACIÓN
DEL PROYECTO
Artículo 3. Solicitud. La persona interesada en el
desarrollo de un proyecto de energía renovable,
deberá presentar ante el Ministerio, una solicitud
escrita en original y copia simple con firma legalizada,
conteniendo la siguiente información:
Artículo 4. Trámite de la solicitud. La Dirección, a
través de las unidades técnicas y legales competentes,
efectuará el análisis de la documentación presentada,
formará un expediente para cada caso y, dentro del
plazo de veinte días a partir de la fecha de recepción
de la solicitud, estudiará y determinará si el proyecto
utilizará fuentes renovables para la producción de
energía y si procede o no su calificación para gozar
de los incentivos solicitados, para lo cual emitirá la
opinión correspondiente.
a) Para las personas individuales: nombres y
apellidos del solicitante, edad, estado civil,
nacionalidad, profesión u oficio, domicilio,
número de cédula de vecindad o pasaporte
en caso de ser extranjero, NIT y lugar para
recibir notificaciones. Si el presentado actúa en
representación de otra persona individual, deberá
adjuntar fotocopia legalizada del testimonio de la
escritura pública de mandato respectivo.
Al vencimiento del plazo indicado en este artículo
o antes del mismo, de contar con la opinión técnica
relacionada, la Dirección elevará el expediente al
Ministerio para que dentro de un plazo de diez días,
contados a partir de la recepción del mismo, emita la
resolución de calificación que establece la Ley.
b) Para las personas jurídicas y empresas mixtas:
nombre, razón o denominación social de la
entidad solicitante, domicilio, lugar para recibir
notificaciones y NIT. Datos de identificación
personal del representante legal y NIT de éste.
A la solicitud deberá acompañar fotocopia
legalizada del nombramiento del representante
legal, de las patentes de comercio de sociedad
y de empresa y del testimonio de la escritura
pública de constitución de la sociedad con sus
modificaciones si las hubiere, inscritas en el
Registro Mercantil.
c)
Artículo 5. Información adicional. Dentro del plazo
de análisis de la documentación a que hace referencia
el artículo anterior, la Dirección podrá requerir al
interesado información adicional que fuere necesaria
para analizar el proyecto, para lo cual le otorgará un
plazo de ocho días para cumplir con lo requerido. Por
causa debidamente justificada y a solicitud de parte,
la Dirección podrá conceder prórroga del plazo.
Si al vencimiento del plazo el interesado no atiende
los requerimientos exigidos, la solicitud se archivará
temporalmente, quedando a salvo el derecho del
interesado de continuar con el trámite de éste en el
estado en que se encuentre, en un plazo no mayor de
Para las Municipalidades y el Instituto
Nacional de Electrificación –INDE– los datos de
identificación del representante legal, NIT de la
institución y de su representante legal.
100
seis meses; en caso contrario, se procederá a archivar
la solicitud en forma definitiva.
Artículo 8. Ampliación del plazo. En el caso de que
la resolución de calificación del Ministerio contemple
un plazo menor a diez años para la conclusión del
período de preinversión o del período de ejecución
o construcción, el titular del proyecto podrá solicitar
ampliaciones del plazo para continuar gozando de
los incentivos fiscales a que tiene derecho durante
los citados períodos, hasta cubrir los diez años
calendario previstos en la Ley, contados a partir de la
fecha de inicio del período señalado en la resolución
del Ministerio, siempre y cuando no haya concluido
la construcción e iniciado la fase de operación.
Artículo 6. Ampliación de la solicitud. Durante el
período de preinversión o del período de ejecución
o construcción del proyecto, el interesado podrá
gestionar ampliaciones y/o modificaciones a la
solicitud inicial, las cuales serán calificadas en cada
caso, siguiendo el procedimiento señalado en el
artículo 5 del presente Reglamento.
Artículo 7. Requisitos de la resolución. La resolución
de calificación que emita el Ministerio, deberá
contener como mínimo los siguientes requisitos:
La solicitud la presentará a la Dirección para su estudio
y con opinión técnica la remitirá al Ministerio para la
emisión de la resolución correspondiente, debiendo
notificarse a la SAT para los efectos consiguientes.
a) Nombre, razón o denominación social del
solicitante, su domicilio y NIT.
b) Descripción, cantidad, costo, partida arancelaria
y destino de la maquinaria y equipo, materiales
(fungibles y de construcción) y otros asociados
(accesorios,
instrumentos
de
medición,
repuestos), que se importarán para los efectos de
lo estipulado en el artículo 5 literal a) de la Ley.
c)
Artículo 9. De la certificación. Al encontrarse firme
la resolución emitida para el efecto, el Ministerio
extenderá certificación de la misma a costa del
interesado y con las formalidades de ley, con el objeto
que la presente ante la SAT para los efectos de la
aplicación concreta de los incentivos, de conformidad
con lo establecido en el Capítulo V de este Reglamento.
Descripción de las etapas del proyecto y del
grado de avance del mismo, con indicación de la
fecha de culminación de cada una de ellas.
CAPÍTULO III
PROCEDIMIENTOS ESPECÍFICOS
d) Indicación precisa de la temporalidad para gozar
de los incentivos o beneficios contemplados en la
Ley, señalando la fecha de inicio y de terminación
de la vigencia de los mismos.
Artículo 10. De la calificación. La Dirección, bajo
su estricta responsabilidad, con base en la solicitud
presentada por el titular del proyecto, hará la
calificación de cada uno de los bienes que serán
objeto de importación con las exenciones a que hace
referencia el artículo 5 literal a) de la Ley.
e) Indicación de que la exención del Impuesto
Sobre la Renta aplica únicamente al titular que
desarrolla directamente el proyecto.
f)
La Dirección deberá establecer que dichos bienes son
los necesarios y que serán utilizados exclusivamente
en el proyecto de producción de energía con
utilización de recursos energéticos renovables, dentro
del área donde se ubica el mismo.
Obligaciones que deriven de la calificación.
En los casos de denegatoria de la solicitud se
indicarán en la resolución los motivos técnicos y
legales que lo justifican, quedando a salvo el derecho
del titular, interesado en el desarrollo de un proyecto
de energía, de plantear los recursos administrativos
y/o judiciales que a su derecho convengan, los que
se resolverán de conformidad con las leyes de la
materia.
Para llevar a cabo dicha calificación, los técnicos
de la Dirección podrán auxiliarse de información
técnica que esté disponible en forma documental
o electrónica, o bien consultar a expertos de la
101
materia con el único fin de mantener la objetividad y
transparencia del proceso de calificación.
y control respecto de las importaciones realizadas
y verificar la existencia, destino y uso de las
mismas, conforme a la competencia que a cada
una de las instituciones corresponda.
Artículo 11. Maquinaria y equipo de terceros. No
podrá aplicarse ningún incentivo a que hace referencia
la Ley, a maquinaria y equipo de terceras personas
vinculadas al proyecto por razón de contratación o
subcontratación.
c)
Artículo 12. Registro de bienes importados. Todos
los bienes importados que hayan gozado de los
incentivos establecidos en la Ley, deben ser operados
en los registros del titular, detallando como mínimo
su naturaleza, valor CIF, número de declaración
y mercancías de importación, partida arancelaria,
destino y el monto de la exención.
Informar por escrito o en versión electrónica o
magnética al Ministerio, a través de la Dirección,
y a la Intendencia de Aduanas de la SAT, cada
seis meses, sobre el avance de sus actividades
en los períodos de preinversión y ejecución o
construcción.
d) Informar al Ministerio, dentro del plazo de
treinta días, de cualquier descubrimiento de
tesoros, minerales y hallazgos arqueológicos que
pudieran darse en las operaciones de desarrollo
del proyecto.
Artículo 13. Enajenación de bienes importados. El
titular de un proyecto que hubiere importado bienes
con la exención a que se refiere la literal a) del artículo
5 de la Ley, podrá transferirlos a terceras personas
con la autorización del Ministerio, previo pago de los
tributos aduaneros respectivos. El titular presentará
ante la SAT la certificación de dicha resolución. Previo
al pago de los tributos, el Ministerio emitirá una
resolución en la que se indique si es procedente o no
la transferencia de dichos bienes, de la cual el titular
presentará copia certificada ante la SAT, a efecto de
que se le señale el procedimiento de pago.
e) Comprobar ante el Ministerio, en los casos de
venta de maquinaria y equipo importado, que los
impuestos, cargas y derechos consulares exentos,
fueron pagados previamente a la venta.
f)
Notificar al Ministerio la suspensión total o
parcial y el reinicio del proyecto, dentro de los
cinco días siguientes de acontecida la causal que
lo originó.
Artículo 15. Suspensión total o parcial del proyecto.
En caso de que el titular suspenda total o parcialmente
el proyecto deberá presentar al Ministerio un informe
en el que detalle las razones de la suspensión del
mismo, con la indicación expresa del destino de la
maquinaria y equipo importado exento, para los
efectos de fiscalización de parte del Ministerio y
la SAT.
CAPÍTULO IV
OBLIGACIONES DE LOS TITULARES
DE LOS PROYECTOS
Artículo 14. Obligaciones. Los titulares de proyectos
quedan sujetos ante la Dirección y ante el Ministerio
a cumplir con las obligaciones siguientes:
El Ministerio resolverá lo procedente y notificará al
interesado y a la SAT para efecto de la suspensión
de la aplicación de los incentivos. En el caso de
suspensión parcial, ésta no interrumpe el plazo
previsto en la resolución del Ministerio, el titular
podrá seguir gozando de los incentivos a partir de la
fecha en que reinicie el proyecto, y por el plazo que
aún se encuentre vigente.
a) Presentar a la Dirección certificación de la
resolución emitida por la SAT, por la cual se le
inscribió como titular del derecho de gozar de los
incentivos, a que se refiere el artículo 5 literales b)
y c) de la Ley.
b) Permitir al personal del Ministerio, de la Dirección
o de la SAT el ingreso a las áreas del proyecto para
llevar a cabo labores de supervisión, fiscalización
En estos casos la maquinaria y equipo importado con
exención de pago de impuestos, podrá ser transferido
102
la misma y si la resolución del Ministerio reúne los
requisitos exigidos en este Reglamento, emitirá la
resolución de exención que declare:
al titular de otro proyecto siempre y cuando goce
de los mismos beneficios, exportarlos o, en su caso,
hacer efectivo el pago de los derechos arancelarios e
impuestos a la importación vigentes en la fecha de su
importación.
a) Que el titular ha quedado inscrito como persona
exenta para el caso de los impuestos a que se
refiere el artículo 5 literales b) y c) de la Ley; y
Artículo 16. Fiscalización de proyectos. El titular
de un proyecto deberá dar facilidades para que
los auditores de la SAT efectúen las acciones de
fiscalización y verificación que consideren oportunas,
a efecto de establecer y garantizar la aplicación
correcta de los incentivos en el desarrollo directo
del proyecto. La fiscalización se llevará a cabo de
conformidad con el procedimiento establecido en el
Código Tributario.
b) Por aceptadas las partidas arancelarias y
descripción de las mercancías incluidas en la
resolución del Ministerio y que serán objeto de
exención, conforme al artículo 5 literal a) de la
Ley.
Si la resolución del Ministerio no reúne los
requisitos relacionados con la asignación de las
partidas arancelarias correspondientes, la SAT lo
hará del conocimiento del titular, a efecto de que el
mismo gestione ante el Ministerio la ampliación o
modificación de la resolución respectiva, en cuyo
caso el titular presentará nuevamente la solicitud a
que se refiere el artículo 17 de este Reglamento.
La SAT, derivado de su función fiscalizadora,
aplicará las sanciones y, si corresponde, certificará
lo conducente por la comisión de cualquier delito de
parte del titular.
CAPÍTULO V
En el caso de la literal b) de este artículo, cuando
el titular realice las importaciones deberá solicitar
la aplicación de la exención a la SAT, en cada
importación, acompañando a la solicitud copia de la
resolución del Ministerio y de la SAT.
DE LA APLICACIÓN CONCRETA
DE LOS INCENTIVOS
Artículo 17. Solicitud de incentivos. El titular de
un proyecto que utiliza recursos renovables que
haya sido calificado por el Ministerio, solicitará a
la SAT la aplicación de incentivos, acompañando la
certificación extendida por el Ministerio que acredita
que desarrolla un proyecto de fuentes renovables
de energía, así como la lista de los insumos, totales
o parciales que efectivamente serán objeto de
incentivos, en los casos que proceda.
Artículo 20. Silencio administrativo. Transcurrido
el plazo de treinta días hábiles sin que la SAT haya
emitido la resolución de exención de conformidad
con el artículo anterior, la solicitud se tendrá por
resuelta favorablemente y el titular podrá acreditar su
calidad de persona exenta para el caso de las literales
b) y c) del artículo 5 de la Ley, con la certificación de
la resolución emitida por el Ministerio adjuntándola
en cada una de sus declaraciones del impuesto
respectivo.
Artículo 18. Recepción. La SAT al recibir una
solicitud conforme al artículo anterior, con base en
la calificación que hizo el Ministerio y que consta en
la resolución respectiva, procederá a hacer el análisis
técnico aduanal y legal de la misma y resolverá como
corresponda.
Artículo 21. Personas con varias actividades
económicas. En los casos que los titulares tengan
actividades de tipo comercial sujetas a otros regímenes
impositivos, deberán consignar la obtención de rentas
bajo el incentivo otorgado en ley con sus consecuentes
costos, gastos y demás erogaciones, a efecto que la
Artículo 19. Resolución de exención. La SAT, en un
plazo no mayor de treinta días hábiles contados a
partir de la fecha de recepción de la solicitud a que
se refiere el artículo 17 de este Reglamento, analizará
103
dispensa tributaria se aplique conforme al alcance de
la misma.
Artículo 25. Casos no previstos. Los casos no previstos
derivados de la aplicación de este Reglamento, serán
resueltos por el Ministerio o la SAT, en el respectivo
ámbito de su competencia, de conformidad con las
disposiciones contenidas en la Ley del Organismo
Judicial, la Ley de lo Contencioso Administrativo y
demás leyes, en lo que fueren aplicables.
Al presentar su declaración del Impuesto Sobre
la Renta, el titular debe adjuntar como anexo a la
misma, la correspondiente integración técnica que
señale los importes con exención del relacionado
impuesto, como de aquellos a los cuales no les aplique
la dispensa tributaria y, si correspondiera, el importe
del gravamen a cancelar.
Artículo 26. Epígrafes. Los epígrafes de cada artículo
de este Reglamento no tienen validez interpretativa,
sino únicamente referencial.
Lo requerido en los párrafos anteriores, solo será
necesario ante las obligaciones formales y sustantivas
para cada uno de los períodos impositivos en los
cuales se aplicarán los incentivos fiscales para el
desarrollo de un proyecto.
Artículo 27. Vigencia. El Presente Acuerdo empezará
a regir el día siguiente de su publicación en el Diario
de Centro América.
COMUNÍQUESE
CAPÍTULO VI
OSCAR BERGER
CERTIFICADO DE REDUCCIÓN
DE EMISIONES
Luis Romeo Ortíz Peláez
Ministro de Energía y Minas
Artículo 22. Certificado de reducción de emisiones.
El titular de un proyecto gestionará ante la autoridad
competente u organismo que determine el Ministerio
para el efecto, la cuantificación de las emisiones
reducidas o desplazadas por el proyecto que
desarrolla, con el objeto de solicitar oportunamente
la emisión del certificado de reducción de emisiones.
Lic. Jorge Raúl Arroyave Reyes
SECRETARIO GENERAL
DE LA PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA
Publicado el 22 de junio de 2005
Artículo 23. Emisión del certificado. Con base en
la resolución correspondiente, el Ministerio emitirá
al titular del proyecto el certificado de reducción de
emisiones, el que podrá ser comercializado.
CAPÍTULO VII
DISPOSICIONES FINALES
Artículo 24. Registro. Cada titular de un proyecto
de fuentes renovables de energía calificado por el
órgano competente, quedará inscrito de oficio en el
Ministerio, al momento de emitirse la resolución de
calificación.
104
E D I T O R I A L
SERVIPRENSA
Esta publicación fue reimpresa en los talleres
gráficos de Serviprensa, S. A. en el mes de
agosto de 2013. La edición consta de 1,000
ejemplares en papel bond antique.
Marco Legal del Sub Sector
Eléctrico de Guatemala,
Compendio de Leyes
y Reglamentos
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Ciudad de Guatemala, Guatemala
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Ley general de electricidad, reglamento de la ley general de

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